電氣二次繼保自動(dòng)化及通訊系統(tǒng)說明

第五章 系統(tǒng)繼電保護(hù)及安全自動(dòng)裝置系統(tǒng)繼電保護(hù)設(shè)計(jì)范圍2×600MW2023～2023年間建成投產(chǎn)。500kV局部的線路兩側(cè)保護(hù)、母線保護(hù)斷路器失靈保護(hù)及故障錄波裝置設(shè)計(jì)。500kV系統(tǒng)繼電保護(hù)配置原則及技術(shù)要求線路保護(hù)零序方向電流保護(hù)。每套保護(hù)應(yīng)能滿足以下技術(shù)要求：被保護(hù)線路在各種運(yùn)行條件下〔線路空載、輕載、滿載〕進(jìn)展各種正?！舶▎蜗嘟拥亍上嘟拥?、兩相不接地短路、三相短路及復(fù)合故障、轉(zhuǎn)換性故障〕時(shí)，保護(hù)應(yīng)能正確動(dòng)作。不應(yīng)誤動(dòng)作。正確選擇故障相，非故障相選擇元件不應(yīng)誤動(dòng)。壓電流量判別線路運(yùn)行狀態(tài)以實(shí)現(xiàn)非全相及重合后加速跳閘規(guī)律。在振蕩過程中應(yīng)滿足：無故障應(yīng)牢靠閉鎖保護(hù)裝置；如在本線發(fā)生故障，允許以短延時(shí)切除故障；應(yīng)牢靠不動(dòng)作；保護(hù)裝置中應(yīng)設(shè)置不經(jīng)振蕩閉鎖的保護(hù)段?！布ご庞苛鰿TCVT這些儲(chǔ)能元件所產(chǎn)生的諧波重量和直流重量的措施，并保證保護(hù)裝置能正確動(dòng)作。擾作用下，裝置不應(yīng)誤動(dòng)和拒動(dòng)。300Ω，應(yīng)保證保護(hù)裝置能牢靠動(dòng)作于跳閘。主保護(hù)裝置整組動(dòng)作時(shí)間應(yīng)不大于20ms〔不包括通道時(shí)間。自動(dòng)重合閘應(yīng)能滿足以下主要技術(shù)要求：重合閘應(yīng)可實(shí)現(xiàn)保護(hù)起動(dòng)和斷路器位置不對應(yīng)起動(dòng)兩種方式。重合閘方式應(yīng)包括單相重合閘、三相重合閘、綜合重合閘及停用方式。器合于故障后三相跳閘，則后合的斷路器不再重合。斷路器失靈保護(hù)失靈保護(hù)按斷路器配置，應(yīng)能滿足以下技術(shù)要求：故障時(shí)有足夠的靈敏度。檢電流后出口。過電壓保護(hù)術(shù)要求：500kV斷路器。在系統(tǒng)正常運(yùn)行或在系統(tǒng)暫態(tài)過程的干擾下均不應(yīng)誤動(dòng)作。過電壓保護(hù)應(yīng)按相裝設(shè)，以保證單相斷開時(shí)電壓的準(zhǔn)確性。過電壓繼電器動(dòng)作后，經(jīng)過肯定延時(shí)，并判定本側(cè)斷路器三相斷開后，發(fā)送遠(yuǎn)方跳閘信號(hào)，使對側(cè)斷路器確定跳閘。過電壓保護(hù)遠(yuǎn)方跳閘信號(hào)的發(fā)送和接收，與失靈保護(hù)共用。傳送通道的狀況裝設(shè)就地故障判別裝置。短引線保護(hù)500kV出線均配置有隔離刀閘，在主變或線路停運(yùn)檢修時(shí)，發(fā)生的故障。每套短引線保護(hù)裝置應(yīng)滿足以下技術(shù)要求：短引線保護(hù)承受比率差動(dòng)原理，應(yīng)具有CT斷線判別閉鎖元件，保證在CT斷線下保護(hù)不誤動(dòng)作。裝置還應(yīng)具有線路充電保護(hù)功能。動(dòng)。母線保護(hù)即裝設(shè)兩套母線保護(hù)。每套母線保護(hù)裝置應(yīng)滿足以下技術(shù)要求：而誤動(dòng)作。感器以及變比不全都的狀況。不應(yīng)因母線故障時(shí)有短路電流流出母線而拒動(dòng)。20ms。母線保護(hù)應(yīng)具有比率制動(dòng)特性，且不設(shè)電壓閉鎖回路。故障錄波和故障測距500kV系統(tǒng)，應(yīng)配置帶打印機(jī)的微機(jī)型故障錄波測距裝置，并應(yīng)滿足以下技術(shù)條件：時(shí)，還應(yīng)有外部起動(dòng)接點(diǎn)的接入回路。在電力系統(tǒng)故障或振蕩發(fā)生時(shí)，裝置應(yīng)能牢靠動(dòng)作。故障錄波器應(yīng)能連續(xù)記錄屢次故障波形，應(yīng)能記錄和保存從故障前至少40ms5次諧波的波形。故障測距的誤差應(yīng)小于±2％。220kV系統(tǒng)繼電保護(hù)配置原則及技術(shù)要求線路保護(hù)每回線路應(yīng)配置兩套由不同原理的全線速動(dòng)主保護(hù)，線路上發(fā)生單相短路、100除故障。為簡化重合閘接線，每套保護(hù)裝置應(yīng)具有獨(dú)立選相功能。母線保護(hù)應(yīng)誤動(dòng)作。為保證牢靠性，母線保護(hù)出口應(yīng)經(jīng)低電壓或復(fù)合電壓閉鎖。斷路器失靈保護(hù)220kV，經(jīng)肯定延時(shí)，切除失靈斷路器所在母線的其余連接元件。作后不返回。電壓閉鎖回路。重合閘裝置220kV雙母線接線方式，重合閘按線路配置，起動(dòng)方式應(yīng)可由保護(hù)起壓重合閘、綜合重合閘及停用重合閘方式。故障錄波和測距裝置2％。500kV系統(tǒng)保護(hù)配置線路保護(hù)鎮(zhèn)雄電廠500kV側(cè)本期1回出線接至規(guī)劃中的500kV昭通變，線路長度約180km220kV～500kV〔南網(wǎng)公司Q/CSG10011-2023〕的規(guī)定，重負(fù)荷、長距離的聯(lián)網(wǎng)線路應(yīng)配置兩套主保護(hù)和一套上通道的獨(dú)立后備保護(hù)。鎮(zhèn)雄電廠～〔OPGW，故線路兩側(cè)均配置兩套不同原理的全線速動(dòng)主保護(hù)及一套獨(dú)立的后2Mbit/s4個(gè)命令信號(hào)；保護(hù)。并且，配置一套微機(jī)縱聯(lián)方向保護(hù)作為獨(dú)立后備保護(hù)，利用光纖通道，經(jīng)2Mbit/s數(shù)字同向接口接入SDH光端設(shè)備。500kV線路需配置過電壓保護(hù)，過電壓繼電器按相裝設(shè)。對側(cè)相關(guān)的斷路器。共同組屏，均放置在通信接口柜上，該柜放置在通信機(jī)房。500kV斷路器保護(hù)及短引線保護(hù)500kV側(cè)主接線最終為一個(gè)半斷路器接線，初期角形接線，上4斷路器，應(yīng)包括失靈保護(hù)、三相不全都保護(hù)以及分相操作箱。4臺(tái)斷路器保護(hù)2套。500kV母線保護(hù)接線，初期仍舊將第I段和第II段母線建成，母線上的PT等設(shè)備也建成投運(yùn)。500kV側(cè)仍舊配置母線保護(hù)裝置。母線保護(hù)按雙重化2I段和第II段母CT能。500kV故障錄涉及行波測距為了便于記錄及分析各種故障，500kV1臺(tái)微機(jī)型故障錄波裝置，每臺(tái)容量至少為：48路模擬量〔1632路，128GPS中調(diào)側(cè)。鎮(zhèn)雄電廠側(cè)的網(wǎng)橋一端以RJ45接口接故障錄波網(wǎng)絡(luò)接口，另一端以范圍以便快速恢復(fù)供電，在鎮(zhèn)雄電廠配置1臺(tái)行波測距裝置。該裝置應(yīng)可接入500kV線路各電氣量，并將測距信息通過數(shù)據(jù)網(wǎng)遠(yuǎn)傳至省電力調(diào)度中心進(jìn)展分析。500kV試驗(yàn)電源裝置500kV器。220kV系統(tǒng)保護(hù)配置線路保護(hù)220kV鎮(zhèn)雄變，該線路上架設(shè)有復(fù)合地線光纜〔OPGW。因此，該回線路兩側(cè)各配置一套數(shù)字式分相電流差動(dòng)保護(hù)裝備保護(hù)，并具有重合閘規(guī)律，可實(shí)現(xiàn)單相、三相、綜合及停用重合閘。母線保護(hù)及斷路器失靈保護(hù)鎮(zhèn)雄電廠220kV側(cè)主接線最終按雙母線接線考慮，按重要廠站的220kV母2套微機(jī)型母線保護(hù)裝置，均作III8個(gè)單元〔2回出線、2臺(tái)起備12個(gè)備用單元。該裝置應(yīng)承受帶比率制動(dòng)特性的電流單母線接線方式。220kV復(fù)合電壓閉鎖，并且應(yīng)可同時(shí)啟動(dòng)斷路器的兩組跳閘線圈。故障錄波臺(tái)微機(jī)型故障錄波裝置，每臺(tái)裝置容量至36路模擬量〔8820路，72路開關(guān)量。該裝置應(yīng)具有足夠多的啟動(dòng)方式、測距功能、GPS對時(shí)功能及遠(yuǎn)傳功能。220kVRJ45接口接故障錄波網(wǎng)絡(luò)接口，220kV試驗(yàn)電源裝置220kV器。繼電保護(hù)及故障錄波信息治理子站1套繼電接方式如下：裝置的各種信息；HUB直接接入子站，不與站內(nèi)以太網(wǎng)連接；連接用兩端光電轉(zhuǎn)換設(shè)備、光纜、HUB等設(shè)備應(yīng)與監(jiān)控系統(tǒng)統(tǒng)一考慮。該子站的信息上傳方式及通道要求須與運(yùn)行單位協(xié)商確定。系統(tǒng)繼電保護(hù)裝置與變電站自動(dòng)化的接口GPS對時(shí)接口，可與變電所監(jiān)控系統(tǒng)聯(lián)接，保護(hù)設(shè)備廠家需供給通信規(guī)約，并協(xié)作監(jiān)控系統(tǒng)完成聯(lián)合調(diào)試。安全自動(dòng)裝置2套振蕩解列裝置。切機(jī)掌握裝置的主要功能為：檢測本廠運(yùn)行工況并發(fā)送本廠的運(yùn)行工況信息；對本廠的發(fā)電機(jī)組進(jìn)展切機(jī)選擇；對本站的發(fā)電機(jī)組進(jìn)展切機(jī)挨次排隊(duì)；接收遠(yuǎn)方切機(jī)命令就地執(zhí)行切機(jī)掌握；站和安控子站；的故障狀況就地選擇和實(shí)施切機(jī)掌握的功能；周切機(jī)。振蕩解列裝置的功能為：引起鎮(zhèn)雄電廠與云南電網(wǎng)發(fā)生振蕩時(shí)，應(yīng)能在溝通上將鎮(zhèn)雄電廠與云南電網(wǎng)解列。裝置應(yīng)具有振蕩周期次數(shù)或出口動(dòng)作時(shí)間的整定元件。振蕩解列裝置獨(dú)立組屏，且宜考慮不同判別原理的雙重化配置。振蕩解列裝置應(yīng)能與安控主站裝置進(jìn)展通迅和數(shù)據(jù)交換。切機(jī)掌握裝置和振蕩解列裝置的具體功能和掌握策略需待一次系統(tǒng)條件具程設(shè)計(jì)。功角測量裝置通信。由模擬量或開關(guān)量變位起動(dòng)，同時(shí)也可由主站遠(yuǎn)方啟動(dòng)。對相關(guān)專業(yè)的要求對通信專業(yè)的要求500kV2Mbit/s數(shù)字同向接口接入SDH光端設(shè)備；500kV光纖線路保護(hù)屏上的遠(yuǎn)跳裝置也承受光纖通道及2Mbit/s數(shù)字500kV光纖方向保護(hù)屏〔獨(dú)立后備保護(hù)〕承受光纖通道及2Mbit/s220kV經(jīng)專用光芯傳送保護(hù)信號(hào)。通道應(yīng)能長期監(jiān)視，通道故障應(yīng)能報(bào)警并閉鎖保護(hù)。500kV接口需傳送4個(gè)命令信號(hào)，其中一個(gè)為主保護(hù)，一個(gè)為遠(yuǎn)方跳閘，另外兩個(gè)為安應(yīng)承受相－相耦合方式。通道應(yīng)能長期監(jiān)視，通道故障應(yīng)能報(bào)警并閉鎖保護(hù)。220kV線路高頻距離保護(hù)使用保護(hù)專用的收發(fā)信機(jī)。需要1相－地耦合方式。1個(gè)屏位，安裝光電轉(zhuǎn)換接口柜。2MSDH光端設(shè)備以上傳數(shù)據(jù)。2M數(shù)字接口接收和傳送信號(hào)。對電氣專業(yè)的要求500kV側(cè)對電氣專業(yè)的要求：500kV電容式電壓互感器的二次線圈。500kV兩套線路主保護(hù)各使用一組邊斷路器和中斷路器的電流互感器二次TPY級(jí)暫態(tài)保護(hù)型小氣隙電流互感器。500kV器作為重合閘同期用。500kV靈保護(hù)須使用一組不帶氣隙的電流互感器的二次線圈。保護(hù)裝置需要兩組直流電源，以供給雙重化保護(hù)使用。220kV側(cè)對電氣專業(yè)的要求：220kV線路保護(hù)使用母線三相式電壓互感器，并使用線路單相式電壓互感器。220kV線路保護(hù)需獨(dú)立使用22組電流互感器線圈。220kV2組跳閘線圈，以供給雙重化保護(hù)跳閘。對監(jiān)控系統(tǒng)的要求監(jiān)控系統(tǒng)應(yīng)能實(shí)現(xiàn)與各種微機(jī)保護(hù)裝置接口。接口規(guī)約符合國標(biāo)DL/T667-1999的標(biāo)準(zhǔn)。GPS硬對時(shí)的脈沖接點(diǎn)信號(hào)以及遠(yuǎn)方復(fù)歸信號(hào)。第六章系統(tǒng)調(diào)度自動(dòng)化概述云南華電鎮(zhèn)雄電廠一期工程建設(shè)規(guī)模為 2×600MW，終期規(guī)模為4×600MW。電廠本期工程承受500kV及220kV二級(jí)電壓接入云南電力系統(tǒng)。接入方案為，以一回500kV線路接入系統(tǒng)中的500kV昭通變，另外以一回220kV線路接入系統(tǒng)中的220kV鎮(zhèn)雄變。500kV主接線終期為一個(gè)半斷路器接線，本期為角型接線。220kV母線為雙母線單分段接線。起動(dòng)/備用變接入220kV母線。本設(shè)計(jì)為華電鎮(zhèn)雄電廠一期工程初步設(shè)計(jì)調(diào)度自動(dòng)化局部設(shè)計(jì)范圍包括華電鎮(zhèn)雄電廠〔2×600MW〕建工程中有關(guān)調(diào)度自動(dòng)化的遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)、自動(dòng)發(fā)電掌握〔AG〔VC工程等內(nèi)容。調(diào)度關(guān)系及現(xiàn)狀調(diào)度關(guān)系〔〕調(diào)度。但考慮到南方公司南方電力調(diào)度通信中心〔南電調(diào)〕的需要，華電鎮(zhèn)雄電廠的自動(dòng)發(fā)電掌握〔AGC，自動(dòng)電壓掌握〔VC〕由云南省調(diào)直接掌握實(shí)施。電廠報(bào)價(jià)系統(tǒng)的信息向云南省調(diào)傳送。南電調(diào)調(diào)度自動(dòng)化現(xiàn)狀能量治理系統(tǒng)〔EMS〕CC-2023型系統(tǒng)。該系統(tǒng)已于20238月投入運(yùn)行。電能量計(jì)量系統(tǒng)公司引進(jìn)了一套電能量計(jì)量自動(dòng)化系統(tǒng)。目前南電調(diào)正在對該系統(tǒng)進(jìn)展更改造工作。云南省調(diào)調(diào)度自動(dòng)化現(xiàn)狀能量治理系統(tǒng)〔EMS〕統(tǒng)為南自院的OPEN-2023型，完成的主要功能有：數(shù)據(jù)采集與監(jiān)視掌握SCADA、自動(dòng)發(fā)電掌握〔AGC、網(wǎng)絡(luò)分析、調(diào)度員培訓(xùn)仿真等。電能量計(jì)量計(jì)費(fèi)系統(tǒng)云南省調(diào)電能量計(jì)量系統(tǒng)〔TMR〕2023年正式投入運(yùn)行。遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)遠(yuǎn)動(dòng)化范圍〔DL5003－91〕的內(nèi)容規(guī)定以及運(yùn)行下：1〕遙測全廠總有功電能量；主變壓器高壓側(cè)有功功率、無功功率、電流；500kV220kV500kV母線電壓、頻率；220kV母線電壓、頻率；220kV母聯(lián)電流；聯(lián)絡(luò)變凹凸側(cè)有功功率、無功功率、電流；備用變高壓側(cè)有功功率、無功功率、有功電能量；高廠變有功功率、無功功率；AGC相關(guān)的其它遙測量。2〕遙信全廠事故總信號(hào)；全部斷路器位置信號(hào)；反映運(yùn)行方式的隔離開關(guān)位置信號(hào)；500kV母線接地刀閘位置信號(hào)；ABC失靈保護(hù)跳閘、裝置閉鎖、裝置特別〕500kV線路主保護(hù)及重合閘動(dòng)作信號(hào)；220kV線路主保護(hù)及重合閘動(dòng)作信號(hào)；500kV母線保護(hù)動(dòng)作信號(hào)；220kV母線保護(hù)動(dòng)作信號(hào)；聯(lián)絡(luò)變保護(hù)信號(hào)；起動(dòng)/備用變保護(hù)信號(hào)；自動(dòng)調(diào)整裝置運(yùn)行狀態(tài)信號(hào)。(瓦斯、差動(dòng)、復(fù)合電壓電流閉鎖保護(hù)動(dòng)作信號(hào))；低周減載動(dòng)作解列信號(hào)；繼電保護(hù)、故障錄波裝置故障總信號(hào)；3〕遙調(diào)發(fā)電機(jī)有功功率調(diào)整〔單機(jī)，具體信號(hào)如下：下行信號(hào)：AGC投入〔開關(guān)量AGC切除〔開關(guān)量負(fù)荷指令〔4-20m。上行信號(hào)：AGC方式投入〔開關(guān)量AGC方式允許〔開關(guān)量閉增〔開關(guān)量；閉減〔開關(guān)量；實(shí)發(fā)功率頻率〔4-20m；負(fù)荷上限負(fù)荷下限負(fù)荷指令反響負(fù)荷變化率〔4-20m。遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)主要功能、技術(shù)要求遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)主要功能傳送至廠站。遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)是電網(wǎng)調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)的根底。能：具有接收和執(zhí)行遙調(diào)命令的功能；具有接收、返送校核和執(zhí)行遙控命令的功能；具有大事挨次記錄功能；具有自恢復(fù)功能；具有以遠(yuǎn)動(dòng)規(guī)約與云南省調(diào)和南電調(diào)進(jìn)展通信的功能；具有通道監(jiān)視和主備通道自動(dòng)切換的功能。主要技術(shù)要求99.99%；遙信正確率≥99.9%；遙控正確率=100%；遙調(diào)正確率=100%；遙信變位傳送時(shí)間≤2s；3s；遙控傳送時(shí)間≤2s；遙調(diào)傳送時(shí)間≤3s；大事挨次記錄<2ms；A/D轉(zhuǎn)換誤差<0.2%；遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)方案及信息傳送網(wǎng)絡(luò)1〕遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)方案設(shè)計(jì)原則遠(yuǎn)動(dòng)信息的采集和發(fā)送必需保證其直采直送。即遠(yuǎn)動(dòng)信息的采集、處網(wǎng)調(diào)度自動(dòng)化的實(shí)時(shí)性要求。電廠遠(yuǎn)動(dòng)測量數(shù)據(jù)的采集在滿足電網(wǎng)調(diào)度自動(dòng)化遙測量精度的前提下DL/T630-1997標(biāo)準(zhǔn)。I/O單元模塊之間可承受光纖連接。遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)方案AGC掌握命令。南電RTU按一發(fā)二收配置，預(yù)留一個(gè)通信口，以滿足南電調(diào)直采電廠遠(yuǎn)動(dòng)信息的需要。RTU的模擬量采集承受溝通采樣方式。6.3-1。500kV繼電保護(hù)小間及220kV繼電保護(hù)小間分別配置I/ORTU上。RTU的光接口承受一對二光接口，遠(yuǎn)動(dòng)信號(hào)經(jīng)RS485通信口接入光纖接口板。通信接口、數(shù)據(jù)處理單元仍設(shè)在原主RTU屏內(nèi)。為確保RTU設(shè)備運(yùn)行的RTU主機(jī)承受冗余配置，熱備份運(yùn)行。云南省調(diào)EMS云南省調(diào)EMS主站系統(tǒng)南電調(diào)EMS主站系統(tǒng)DL/T634-5104-200DL/T634-5101-2電力調(diào)度數(shù)據(jù)遠(yuǎn)動(dòng)專用通道數(shù)據(jù)處理單元I/O單元I/O單元I/O單元I/O單元6.3-1遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)方案示意圖3〕遠(yuǎn)動(dòng)信息傳送網(wǎng)絡(luò)遠(yuǎn)動(dòng)信息傳輸方式EMS系統(tǒng)與華電鎮(zhèn)雄RTU通信的方式進(jìn)展。通信通道承受主備方式。遠(yuǎn)動(dòng)信息向云南省調(diào)的式為輔。遠(yuǎn)動(dòng)通道及傳輸協(xié)議要求調(diào)度通信網(wǎng)絡(luò)接入設(shè)備〔詳見通信相關(guān)內(nèi)容，該接入設(shè)備就近接入云南電力調(diào)度通信網(wǎng)絡(luò)兩個(gè)交換節(jié)點(diǎn)，其通信口要求為64kbps，傳輸協(xié)議為DL/T6345104-2023。600-1200bps，其應(yīng)用層通信協(xié)議DL/T6345101-2023規(guī)約。遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)設(shè)備容量依據(jù)電廠的建設(shè)規(guī)模，RTU的容量為：〔1〕遙測27個(gè)測量單元〔全電量〕〔2〕遙信256〔3〕遙調(diào)16〔4〕遙控16〔4〕SOE256選型原則RTU的選型不僅要滿足調(diào)度端能量治理系統(tǒng)〔EMS〕的要求，而且還要滿足應(yīng)具有技術(shù)先進(jìn)、質(zhì)量牢靠、運(yùn)行穩(wěn)定，性能價(jià)格比優(yōu)等特點(diǎn)。具體型號(hào)待設(shè)備招標(biāo)時(shí)確定。自動(dòng)發(fā)電掌握〔AGC〕的條件，應(yīng)參與云南電力系統(tǒng)調(diào)頻。1200MW。掌握目標(biāo)50Hz，其允許偏差不超過±0.1Hz；削減系統(tǒng)時(shí)鐘誤差，其允許誤差為日累計(jì)時(shí)不超過±5s；維持聯(lián)絡(luò)線凈交換功率及交換電能量在規(guī)定值，電力系統(tǒng)正常運(yùn)行時(shí)，每方向變化。掌握方式不同的目的，自動(dòng)發(fā)電掌握〔AGC〕分為三種掌握方式：定頻率掌握方式掌握系統(tǒng)頻率偏差為零〔△f=。定頻率掌握方式用于調(diào)整系統(tǒng)頻率到達(dá)期望值〔不考慮區(qū)域凈打算交換功令，以提高或降低系統(tǒng)出力直到到達(dá)期望的頻率值。區(qū)域掌握偏差〔ACE〕計(jì)算公式為。ACE=B〔△f-b△t〕定聯(lián)絡(luò)線功率掌握方式掌握聯(lián)絡(luò)線凈交換功率偏差為零〔△Pt=0。ACE定義為區(qū)域凈交換功率的函數(shù)，自動(dòng)發(fā)電掌握將掌握實(shí)際凈交換功率到達(dá)打算值。區(qū)域掌握偏差〔ACE〕計(jì)算公式為：ACE=△Pt+△E/H聯(lián)絡(luò)線功率與頻率偏差掌握方式掌握聯(lián)絡(luò)線凈交換功率偏差與系統(tǒng)頻率偏差之和為零〔△Pt+△f=。ACE定義為頻率和區(qū)域凈交換功率的函既可維持打算交換功率，同時(shí)也維持系統(tǒng)頻率。區(qū)域掌握偏差〔ACE〕計(jì)算公式為：上述三公式中：△Pt—實(shí)際聯(lián)絡(luò)線凈交換功率偏差△E實(shí)際聯(lián)絡(luò)線凈交換電能量偏差H需要進(jìn)展電能量校正的小時(shí)數(shù)△f—實(shí)際頻率偏差B—頻差系數(shù)△t—實(shí)際時(shí)差b—時(shí)差系數(shù)ACE計(jì)算公式考慮了時(shí)間偏差及修正電能量交換差。指示的電氣時(shí)間和標(biāo)準(zhǔn)時(shí)間之間的誤差。法。完畢，△Pt為零，△f為零，△t在允許范圍內(nèi)，ACE為零或進(jìn)入規(guī)定的死區(qū)范3~15s。EMS主站系統(tǒng)中，上述三種根本掌握方式都已具備，因此，在AGC實(shí)施時(shí)，具體承受何種掌握方式應(yīng)依據(jù)電廠投產(chǎn)時(shí)電網(wǎng)實(shí)際運(yùn)行掌握要求EMS主站系統(tǒng)上選用。掌握準(zhǔn)則〔方式〕〔方式力調(diào)整命令掌握到每臺(tái)機(jī)組和全廠出力調(diào)整命令下達(dá)給廠級(jí)監(jiān)視系統(tǒng)〔SIS〕再安排到機(jī)組。〔1〕掌握到機(jī)組承受單機(jī)出力調(diào)整命令掌握到每臺(tái)機(jī)組時(shí)，由云南省調(diào)下達(dá)設(shè)定值或升/降脈EMSRTU對機(jī)組的分散掌握系統(tǒng)〔DCS〕發(fā)出設(shè)定值或升/降脈沖，機(jī)組的DCS系統(tǒng)依據(jù)接收到的設(shè)定值大/〔AGCAGCEMS系統(tǒng)、通道、電廠RTU、機(jī)組分散掌握系統(tǒng)〔DCS〕6.4-1。EMS主站系統(tǒng)RTU#1機(jī)DCS#2機(jī)DCS#3機(jī)DCS#4機(jī)DCS〔2〕掌握到電廠SIS系統(tǒng)再安排到機(jī)組時(shí)，由云南省調(diào)EMSRTUAGCSISSIS系統(tǒng)的全組。AGCEMS主站系統(tǒng)、通道、RTU、SISDCS6.4-2。EMS主站系統(tǒng)RTURTU廠級(jí)監(jiān)控系統(tǒng)〔廠級(jí)監(jiān)控系統(tǒng)〔SIS〕#1#1機(jī)DCS#2機(jī)DCS#3機(jī)DCS#4機(jī)DCS #1發(fā)電機(jī) #2發(fā)電機(jī)

#3發(fā)電機(jī) #4發(fā)電機(jī)6.4-2 自動(dòng)發(fā)電掌握方案示意圖〔3〕掌握準(zhǔn)則〔方式〕選擇承受掌握到機(jī)組方式，RTUDCSAGCAGC掌握中普遍承受。AGCSIS的方式，該方EMS系統(tǒng)和成功運(yùn)行閱歷。行時(shí)敏捷選用。調(diào)整廠及機(jī)組的根本要求機(jī)組應(yīng)具有機(jī)爐協(xié)調(diào)掌握系統(tǒng)DCS，還要求具備鍋爐給水、過熱蒸〔如除氧器、凝汽器、高壓加熱器、減壓減溫器等〕現(xiàn)象?？烧{(diào)容量大?；痣姍C(jī)組可調(diào)容量宜為額定容量的50％以上。調(diào)整速度與負(fù)荷變化相適應(yīng)。機(jī)組每分鐘增減負(fù)荷在額定容量的2％以上。大局部時(shí)間可調(diào)。自動(dòng)電壓掌握〔AVC〕復(fù)正?；蚴闺妷鹤罱咏Ｖ?。EMS系統(tǒng)由于開發(fā)較早和AVC功能。AVCEMS系統(tǒng)通信的功能。過渡方案如下：母線。AVC掌握AVC掌握方式按云南省調(diào)下達(dá)的設(shè)定值命令方式掌握；AGC的調(diào)整變化機(jī)組無功調(diào)整策略機(jī)組功率因數(shù)滿足要求；母線電壓滿足要求；分區(qū)區(qū)域內(nèi)電廠機(jī)組無功安排滿足要求；分區(qū)區(qū)域之間和分區(qū)區(qū)域內(nèi)無功潮流分布滿足要求；AVC方案AVCAVCAVC系統(tǒng)等組成通過電廠計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)將命令下到達(dá)電廠的電廠AVC系統(tǒng)系統(tǒng)依據(jù)接收到的設(shè)定值大小和各機(jī)組的特性，經(jīng)計(jì)算，合理安排各機(jī)組的無功調(diào)整量，掌握機(jī)組出力，滿足系統(tǒng)無功優(yōu)化的要求。電能量計(jì)量計(jì)費(fèi)廠站系統(tǒng)計(jì)費(fèi)關(guān)口點(diǎn)設(shè)置原則下：主變高壓側(cè)；起動(dòng)/備用變高壓側(cè)；主接線中220kV出線側(cè)。同時(shí)，發(fā)電機(jī)出口作為考核點(diǎn)需計(jì)量考核。電能量計(jì)量計(jì)費(fèi)廠站系統(tǒng)方案對電能量數(shù)據(jù)采集的需要。南電調(diào)所需電能量信息建議由云南省調(diào)轉(zhuǎn)發(fā)。0.2S級(jí)，有10只計(jì)量電能表。0.5s級(jí)，有功4只電能表。電能量計(jì)量計(jì)費(fèi)采集裝置技術(shù)要求功能傳等功能。采集裝置最大處理力量應(yīng)滿足接入32只電能表的要求。采集裝置應(yīng)能與多功能電能表接口，多功能電能表接入可用RS-485串行輸發(fā)特別電表規(guī)約轉(zhuǎn)換的軟、硬件支持。采集裝置應(yīng)具有至少兩個(gè)及以上RS-232通信口，分別至云南省調(diào)和電廠就地MODEM接收主站的對時(shí)命令，跟蹤主站的時(shí)鐘?！彩щ姾?，恢復(fù)供電等〕可向云南省調(diào)主站系統(tǒng)和就地電能量治理系統(tǒng)告警。電能量采集裝置具有承受云南省調(diào)度通信網(wǎng)通信的功能。主要技術(shù)要求采集裝置必需是專用的電能量采集、處理、遠(yuǎn)傳設(shè)備。據(jù)。采集數(shù)據(jù)與電能表全都，數(shù)據(jù)采集周期1min—60min可調(diào)。MODEM，與主站的通信方式應(yīng)能適用于電力專線通道。采集裝置平均故障間隔時(shí)間〔MTBF〕≥45000h，使用壽命≥10年。于１0天。計(jì)量電能表主要功能及技術(shù)要求0.2s0.5s級(jí)；具有RS-485串口和脈沖兩種輸出方式；具有外接關(guān)心電源的功能；具有停電保護(hù)功能；具有當(dāng)?shù)卮翱陲@示功能。電能量信息傳輸網(wǎng)絡(luò)電能量計(jì)量計(jì)費(fèi)信息傳輸方式絡(luò)傳輸。電能量計(jì)量計(jì)費(fèi)信息通道及傳輸協(xié)議要求64kbpsDL/T719-2023。DL/T719-2023。報(bào)價(jià)系統(tǒng)統(tǒng)相協(xié)調(diào)，才能到達(dá)競價(jià)上網(wǎng)的目的。其電價(jià)的計(jì)算模型和運(yùn)行機(jī)制必需符合國家的方針、政策及電力調(diào)度的治理規(guī)〔爭論稿〕要求。為申報(bào)上網(wǎng)電價(jià)的依據(jù)。依據(jù)本地區(qū)電力電量的需求，和與同電網(wǎng)的其他發(fā)電單位的經(jīng)營狀況相比較力市場交易系統(tǒng)，報(bào)出本廠的實(shí)時(shí)電價(jià)、短期電價(jià)和期貨電價(jià)。系統(tǒng)的互聯(lián)來交換信息，實(shí)現(xiàn)信息共享。報(bào)價(jià)系統(tǒng)方案設(shè)計(jì)報(bào)價(jià)計(jì)算機(jī)系統(tǒng)局部。對外接口局部安全商定以及硬件接口的要求。通信效勞器由工作站擔(dān)當(dāng)，其功能為：接收市場定價(jià)的最高；電站報(bào)價(jià)計(jì)算機(jī)系統(tǒng)局部從電站電能量計(jì)量計(jì)費(fèi)系統(tǒng)獵取的電能量數(shù)據(jù)；并將電網(wǎng)公布的電力市場信息包括競價(jià)交易成功率、利潤、電網(wǎng)制定發(fā)電打算、MIS；放性，當(dāng)調(diào)度端相應(yīng)的計(jì)算模型或費(fèi)率等變化時(shí)，用戶可以自行修改或生成；供給歷史數(shù)據(jù)查詢功能；并將電網(wǎng)公布的電力市場信息包括競價(jià)交易成功率、利潤、電網(wǎng)制定發(fā)電打算、MIS；邊際電價(jià)推測；電廠暫列報(bào)價(jià)系統(tǒng)費(fèi)用。調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備4WE&M模擬通道、V.24低速異步數(shù)據(jù)通道。依據(jù)云南省電網(wǎng)通信“十一建設(shè)云南電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(luò)，以IP形式建網(wǎng)運(yùn)行。本工程在華電鎮(zhèn)雄電廠配置一息和電能量信息，華電鎮(zhèn)雄電廠調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(luò)與省調(diào)調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(luò)通過N2M調(diào)度自動(dòng)化信息交換平臺(tái)”的原則，我們僅在此工程列30萬元的調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入設(shè)備費(fèi)用。工程的具體實(shí)施與云南電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(luò)一起規(guī)劃建設(shè)。電廠監(jiān)控系統(tǒng)及網(wǎng)絡(luò)的安全防護(hù)要求依據(jù)中華人民共和國國家經(jīng)濟(jì)貿(mào)易委員會(huì)令第30號(hào)《電網(wǎng)和電廠計(jì)算機(jī)監(jiān)得與安全等級(jí)較低的電廠治理信息系統(tǒng)〔MIS〕直接相聯(lián)，以避開受到外部的攻擊侵害，從而引起電力系統(tǒng)事故。假設(shè)電廠報(bào)價(jià)系統(tǒng)需要與電廠治理信息系統(tǒng)的安全隔離設(shè)施，以確保發(fā)電廠報(bào)價(jià)系統(tǒng)的安全。系統(tǒng)分區(qū)的電廠監(jiān)控系統(tǒng)、DCS系統(tǒng)、遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)、微機(jī)五防系統(tǒng)、功角測量系統(tǒng)、安全自動(dòng)裝置、繼電保護(hù)裝置處于安全等級(jí)最高的I區(qū)。電能量計(jì)量系統(tǒng)、發(fā)電廠報(bào)II區(qū)。電廠的生產(chǎn)治理系統(tǒng)、以及與氣象、水文等外系統(tǒng)的數(shù)據(jù)聯(lián)系網(wǎng)關(guān)放在III區(qū)。電廠的MIS系統(tǒng)和辦公自動(dòng)化系統(tǒng)(OA)IV區(qū)。安全防護(hù)方案〔1〕橫向隔離三、四區(qū)需要供給內(nèi)部撥號(hào)接入的，部署具有IPsecVPN客戶端接入功能的防的系統(tǒng)進(jìn)展具體的記錄，以保證操作的責(zé)任性和可追查性。動(dòng)系統(tǒng)、電能量計(jì)量系統(tǒng)的安全；其中，安全隔離裝置〔正向〕用于安全區(qū)一、二區(qū)到安全區(qū)三區(qū)的單向數(shù)據(jù)〔反向站承受撥號(hào)通道連接：能，同時(shí)配備撥號(hào)認(rèn)證加密裝置，撥入端配置相應(yīng)的證書。與電廠水調(diào)自動(dòng)化系統(tǒng)或與電廠監(jiān)控系統(tǒng)連接：書。電網(wǎng)調(diào)度RTUSPDnet專網(wǎng)直接連接上級(jí)調(diào)度，實(shí)現(xiàn)調(diào)度端直接對機(jī)組單元掌握。華電鎮(zhèn)雄電廠安全防護(hù)方案如下：安全區(qū)安全區(qū)I安全區(qū)II安全區(qū)III安全區(qū)IV火電廠輔機(jī)〔水煤灰〕電氣掌握機(jī)組單元掌握安控監(jiān)控系統(tǒng)防火墻廠級(jí)監(jiān)控系統(tǒng)專用安全隔離裝置防火墻MIS電量計(jì)量終端火電廠生產(chǎn)治理系統(tǒng)OA保護(hù)市場報(bào)價(jià)終端故障錄波裝置防火墻防火墻道防火墻防火墻實(shí)時(shí)VPNSPDnet非實(shí)時(shí)VPN公共數(shù)據(jù)網(wǎng)或SPTnet調(diào)度中心防火墻防火墻電能量計(jì)量系統(tǒng)EMS系統(tǒng)防火墻電力交易系統(tǒng)故障錄波系統(tǒng)其方案詳見圖F0891C2-X-05。調(diào)度自動(dòng)化電源本設(shè)計(jì)調(diào)度自動(dòng)化設(shè)備電源承受不停電電源UPS220，當(dāng)UPS30min。UPS電源在本設(shè)計(jì)中配置。調(diào)度自動(dòng)化設(shè)備布置〔RTU、電能采集裝置、電能表和遙信轉(zhuǎn)接屏〕承受分散布置方式，分別布置在集控電氣繼電器室、500kV電氣繼電器室和220kV電氣繼電器室。與調(diào)度端接口和云南省調(diào)需增設(shè)必要的硬、軟件接口設(shè)備。第七章通信局部概述華電鎮(zhèn)雄電廠位于云南省昭通市鎮(zhèn)雄縣境內(nèi)，電廠本期裝機(jī)容量為2×600MW4×600MW。建成后將成為云南省最大的火力發(fā)電廠500kV500kV昭通變，另220kV500kV出線最終二回，并不堵死擴(kuò)建余地。500kV昭通變－500kV宣威開關(guān)站的500kV線路〔180k＋160km，并在宣威開關(guān)站開斷Π500kV500kV昭通變、500kV宣威開關(guān)站。華電鎮(zhèn)雄電廠傳輸信息種類，對傳輸通道和交換系統(tǒng)的要求和規(guī)模入云南省調(diào)度自動(dòng)化專用傳輸網(wǎng)絡(luò)，是本次設(shè)計(jì)的主要內(nèi)容。系統(tǒng)調(diào)度自動(dòng)化信息對通信通道的要求華電鎮(zhèn)雄電廠——云南省調(diào)的調(diào)度自動(dòng)化通道：信息、繼電保護(hù)及故障錄波治理子站信息。600bit/s~1200bit/s；兩路四線音頻接口。MIS系統(tǒng)傳輸通道：10/100Mbit/S。華電鎮(zhèn)雄電廠調(diào)度數(shù)據(jù)專用網(wǎng)絡(luò)傳輸通道：Nx2Mbit/S系統(tǒng)保護(hù)信息對通信通道的要求500kV線路開設(shè)光纖保護(hù)和高頻保護(hù)，具體要求如下：第一套主保護(hù)〔包括遠(yuǎn)跳〕承受光纖保護(hù)的方式，主保護(hù)承受2Mbit/S2Mbit/S數(shù)字接口傳輸。AB相－相耦合方式。安全自動(dòng)裝置通道：雙重化配置，接收昭通變側(cè)發(fā)來的遠(yuǎn)方切機(jī)信號(hào)，22Mbit/S數(shù)字接口傳輸。220kV線路開設(shè)光纖保護(hù)和高頻保護(hù)，具體要求如下：2Mbit/S數(shù)字接口傳輸。220kVB相上組織一條高頻通道，供保護(hù)專用。調(diào)度對通信通道的要求網(wǎng)和調(diào)度交換網(wǎng)。22Mbit/s。系統(tǒng)通信系統(tǒng)通信現(xiàn)狀：下：500kV曲靖變――220kV花山變――220kV虹橋變――220kV者海變――220kV昭通變――220kV大關(guān)變――110kV永善變光纖電路(500kV日字型光纖環(huán)網(wǎng))220kV鎮(zhèn)雄變――220kV220kV昭通變――110kV鳳凰變――昭通供電局――110kV桃源變――220kV昭通變光纖環(huán)網(wǎng)。500kV2.5Gb/s路。該工程已建成投產(chǎn)。系統(tǒng)通信方式動(dòng)化的主用、備用通信方式，電力載波通信主要作為線路保護(hù)通信方式。華電鎮(zhèn)雄電廠接入系統(tǒng)通信方案光纖通信方案：500kV線路網(wǎng)絡(luò)，我們認(rèn)為滇東、昆明地區(qū)已有光纖通信網(wǎng)絡(luò)狀況，華電鎮(zhèn)雄電廠光纖通信方案如下：220kV鎮(zhèn)雄變光纖通信電路光纜路由及敷設(shè)方式：鎮(zhèn)雄變〔220kV鎮(zhèn)雄變――500kV曲靖變的滇東北數(shù)字光纖電路。220kV220kV線路敷設(shè)37km的地線復(fù)合光纜〔OPGW24芯。光纖通信電路容量及設(shè)備配置：220kV鎮(zhèn)雄變原有的光傳輸設(shè)備上增加一塊光接口板，即可將華電鎮(zhèn)往省調(diào)。個(gè)話路，在華電鎮(zhèn)雄電廠及省調(diào)各配置一PCM1＋0備份方式。500kV昭通變光纖電路光纜路由及敷設(shè)方式：華電鎮(zhèn)雄電廠――500kV昭通變――500kV宣威開關(guān)站――宣威電廠――500kV曲靖變。(在曲靖變接入昆明、滇東地區(qū)500kV日字型光纖環(huán)網(wǎng)至省調(diào))。在本方案中，需沿建的華電鎮(zhèn)雄電廠至500kV曲靖變的500kV線路敷設(shè)340km的地線復(fù)合光纜〔OPGW24芯。光纖通信電路容量及設(shè)備配置：輸主干通道，并且要在500kV曲靖變與昆明地區(qū)500kV日字型光纖環(huán)網(wǎng)連接