电气二次继保自动化及通讯系统说明.doc

第五章 系统继电保护及安全自动装置5.1 系统继电保护设计范围镇雄电厂位于云南省昭通市镇雄县，规划容量4600MW，分两期建设。本期工程装机容量为2600MW，计划在20092010年间建成投产。系统继电保护设计范围为：镇雄电厂500kV部分的线路两侧保护、母线保护、断路器保护及故障录波装置设计；220kV部分的线路两侧保护、母线保护及断路器失灵保护及故障录波装置设计。5.2 500kV系统继电保护配置原则及技术要求5.2.1 线路保护每回线路应配置两套由不同原理构成的、完全独立的全线速动主保护，线路上发生单相短路、两相短路、两相短路接地、三相短路等各种类型故障时，主保护均应无时限动作切除故障。后备保护应采用三段式相间距离、接地距离保护及零序方向电流保护。每套保护应能满足以下技术要求：(1) 被保护线路在各种运行条件下（线路空载、轻载、满载）进行各种正常的倒闸操作时，保护装置不得误发跳闸命令；在保护范围内发生金属和非金属的各种故障（包括单相接地、两相接地、两相不接地短路、三相短路及复合故障、转换性故障）时，保护应能正确动作。保护范围外部正方向或反方向发生金属性或非金属性故障时，装置不应误动作。外部故障切除、外部故障转换、故障功率突然倒向及系统操作等情况下，保护不应误动作。(2) 每套保护装置应有独立的选相功能，选相元件应保证在各种故障条件下正确选择故障相，非故障相选择元件不应误动。手动合闸或自动合闸于故障线路上时，保护装置应可靠瞬时三相跳闸；手动合闸或自动重合闸于无故障线路上时，应可靠不动作。保护装置应尽量能根据电压电流量判别线路运行状态以实现非全相及重合后加速跳闸逻辑。(3) 当电力系统发生静态稳定或动态稳定破坏引起本线全相或非全相振荡，在振荡过程中应满足：无故障应可靠闭锁保护装置；如发生区外故障或系统操作，装置应可靠不误动；如在本线发生故障，允许以短延时切除故障；单相或三相重合到永久性故障，装置应可靠切除故障；重合到无故障线路，应可靠不动作；保护装置中应设置不经振荡闭锁的保护段。(4) 保护装置需考虑分布电容、并联电抗器、变压器（激磁涌流）、CT、CVT等在暂态和稳态过程中产生的谐波分量和直流分量的影响，保护装置应具有抑制这些储能元件所产生的谐波分量和直流分量的措施，并保证保护装置能正确动作。在雷击过电压、一次回路操作、二次回路操作、开关场故障及其它强电磁干扰作用下，装置不应误动和拒动。(5) 在各种运行条件下，被保护线路非金属接地或相间短路时，接地电阻小于300，应保证保护装置能可靠动作于跳闸。(6) 主保护装置整组动作时间应不大于20ms（不包括通道时间）。5.2.2 自动重合闸当500kV主接线为一个半断路器接线或角形接线时，重合闸按断路器配置，应能满足以下主要技术要求：(1) 重合闸应可实现保护起动和断路器位置不对应起动两种方式。(2) 重合闸方式应包括单相重合闸、三相重合闸、综合重合闸及停用方式。(3) 对连接同一线路的两台断路器，母线侧断路器的重合闸优先重合；如先重合的断路器因某种原因而拒合，后合的断路器应能进行重合；如先重合的断路器合于故障后三相跳闸，则后合的断路器不再重合。5.2.3 断路器失灵保护失灵保护按断路器配置，应能满足以下技术要求：(1) 失灵保护采用分相和三相起动回路，每相起动回路应由能瞬时复归的保护出口接点与相电流元件接点串联组成，相电流元件应保证在被保护元件范围内故障时有足够的灵敏度。(2) 失灵保护动作首先瞬时重跳本断路器，带延时跳开相关断路器，同时通过通道传输远方跳闸信号跳开对侧断路器。瞬时段重跳本断路器应通过保护起动检电流后出口。5.2.4 过电压保护根据系统一次工频过电压的计算结果装设过电压保护。该装置应满足以下技术要求：(1) 过电压保护应能在线路出现未能预料到的任何危及绝缘的不正常工频过电压时，断开有关的500kV断路器。(2) 在系统正常运行或在系统暂态过程的干扰下均不应误动作。(3) 过电压保护应按相装设，以保证单相断开时电压的准确性。(4) 过电压继电器动作后，经过一定延时，并判定本侧断路器三相断开后，发送远方跳闸信号，使对侧断路器肯定跳闸。(5) 过电压保护远方跳闸信号的发送和接收，与失灵保护共用。(6) 在过电压保护动作后，其远方跳闸信号的出口回路应根据远方跳闸信号传送通道的情况装设就地故障判别装置。 5.2.5 短引线保护由于变压器及500kV出线均配置有隔离刀闸，在主变或线路停运检修时，该元件的两个断路器仍可能在运行中，若两台断路器之间的短线发生故障，而此时该元件的保护已退出运行，需配置短引线保护来切除两台断路器之间的短线上发生的故障。每套短引线保护装置应满足以下技术要求：(1) 短引线保护采用比率差动原理，应具有CT断线判别闭锁元件，保证在CT断线下保护不误动作。(2) 装置还应具有线路充电保护功能。(3) 装置应有起动元件，可采用电流变化量起动、零序过电流起动和电流起动。5.2.6 母线保护对于一个半断路器接线的母线故障，母线保护拒动比误动的危害性更严重。为了快速切除故障，以确保系统的安全稳定运行，母线保护按双重化原则配置，即装设两套母线保护。每套母线保护装置应满足以下技术要求：(1) 母线保护应能适应被保护母线的各种运行方式，必须正确反映母线区内故障；对各类区外故障，不应由于电流互感器的饱和以及短路电流中的暂态分量而误动作。(2) 母线保护对电流互感器的特性应无特殊要求，能适用于无气隙的电流互感器以及变比不一致的情况。(3) 母线保护应能适应环形母线的接线方式，在构成环路时，母线保护装置不应因母线故障时有短路电流流出母线而拒动。(4) 母线保护整组动作时间，在两倍额定电流下不大于20ms。(5) 母线保护应具有比率制动特性，且不设电压闭锁回路。5.2.7 故障录波和故障测距对500kV系统，应配置带打印机的微机型故障录波测距装置，并应满足以下技术条件：1) 装置应有足够数量的起动元件，在系统发生故障或振荡时可靠起动。同时，还应有外部起动接点的接入回路。2) 在电力系统故障或振荡发生时，装置应能可靠动作。3) 故障录波器应能连续记录多次故障波形，应能记录和保存从故障前至少40ms到停止记录时的电气量波形，并应至少能清楚记录5次谐波的波形。4) 故障测距的误差应小于2。5.3 220kV系统继电保护配置原则及技术要求1) 线路保护每回线路应配置两套由不同原理的全线速动主保护，线路上发生单相短路、两相短路、两相短路接地、三相短路等各种类型故障时，主保护均应无时限动作切除故障。后备保护应采用三段式相间距离、接地距离保护及零序方向电流保护。当发生接地故障，接地电阻不大于100欧时，保护应能可靠地、有选择地切除故障。为简化重合闸接线，每套保护装置应具有独立选相功能。2) 母线保护配置两套能反映母线各类故障的母线保护装置。每套装置应能适应各连接元件不同的CT变比。母线上发生各种类型故障时，母线保护应能快速动作切除故障。当区外故障，电流互感器因暂态分量中的直流分量或很大的短路电流发生饱和时，母线保护不应误动作。当母线上连接元件进行倒闸操作时，母线保护也不应误动作。为保证可靠性，母线保护出口应经低电压或复合电压闭锁。3) 断路器失灵保护220kV线路一般按近后备原则配置后备保护。当线路故障，线路开关拒动时，相邻线路的后备保护不能保证有灵敏度。为防止扩大事故，应配置断路器失灵保护，经一定延时，切除失灵断路器所在母线的其余连接元件。失灵保护动作应同时具备以下条件：故障线路或设备的保护能瞬时复归的出口继电器动作后不返回；能够快速复归的判断断路器未断开的相电流判别元件动作后不返回。失灵保护单独组屏。为保证可靠性，失灵保护出口也应经复合电压闭锁。并且，失灵保护应具有“主变压器保护动作解除复合电压闭锁”回路，采用“零序或负序电流动作”配合“保护动作”两个条件组成与门，经第一时间去解除复合电压闭锁回路。4) 重合闸装置对于220kV双母线接线方式，重合闸按线路配置，起动方式应可由保护起动或开关位置不对应起动。重合闸方式应能实现单相重合闸、三相检同期或检无压重合闸、综合重合闸及停用重合闸方式。5) 故障录波和测距装置为便于分析和记录故障，220kV应配置能记录模拟量和开关量，并能记录高频量的数字式故障录波装置。装置应有测距功能，测距误差应小于2。5.4 500kV系统保护配置1) 线路保护镇雄电厂500kV侧本期1回出线接至规划中的500kV昭通变，线路长度约180km。根据220kV500kV变电站电气技术导则（南网公司Q/CSG 1 0011-2005）的规定，重负荷、长距离的联网线路应配置两套主保护和一套上通道的独立后备保护。镇雄电厂昭通变的线路将同期架设复合地线光缆（OPGW），故线路两侧均配置两套不同原理的全线速动主保护及一套独立的后备保护。其中一套主保护为微机型分相电流纵差保护，利用光纤通道，经2Mbit/s数字同向接口接入SDH光端设备，应可同时传送三相电流和至少4个命令信号；该主保护屏上还应有阶段式相间距离、接地距离作为后备保护，采用反时限零序保护作为大接地电阻短路时的保护。另外一套主保护为微机型高频距离保护，复用通信专业载波机，构成允许式超范围距离保护；该主保护屏上还应有阶段式相间距离、接地距离作为后备保护，采用反时限零序保护作为大接地电阻短路时的保护。并且，配置一套微机纵联方向保护作为独立后备保护，利用光纤通道，经2Mbit/s数字同向接口接入SDH光端设备。根据一次系统对过电压的要求，该回500kV线路需配置过电压保护，过电压继电器按相装设。为实现远方跳闸功能，镇雄电厂昭通变线路两侧均需配置由“二取二”逻辑判断回路加就地故障判别逻辑回路构成的远方跳闸装置，在断路器失灵保护、过电压保护或高压电抗器保护动作时应能将远方跳闸信号传送至线路对侧，切除对侧相关的断路器。光纤主保护、高频方向后备保护及远方跳闸装置使用的光电转换接口装置可共同组屏，均放置在通信接口柜上，该柜放置在通信机房。2) 500kV断路器保护及短引线保护镇雄电厂500kV侧主接线最终为一个半断路器接线，初期角形接线，上4台断路器，每台断路器配置一套微机型断路器保护屏。对于线路用的两台断路器，应包括失灵保护、三相不一致保护、综合重合闸以及分相操作箱。对于变压器边断路器，应包括失灵保护、三相不一致保护以及分相操作箱。由于变压器出线及500kV出线均配置有隔离刀闸，故需在4台断路器保护柜上配置短引线保护装置，按双重化原则每面柜配置2套。3) 500kV母线保护对于一个半断路器接线形式，母线保护的拒动比误动产生的危害更严重。镇雄电厂初期虽然是角形接线，但是为了便于二期工程将角形完善为一个半断路器接线，初期仍然将第I段和第II段母线建成，母线上的PT等设备也建成投运。为保证可靠性，镇雄电厂500kV侧仍然配置母线保护装置。母线保护按双重化原则配置，装设2套母线保护装置，每套母线保护均能完成对第I段和第II段母线的保护。装置采用微机型分相式差动母线保护，具有失灵保护功能、通信功能、交直流回路的检测功能及CT断线闭锁功能，并有丰富的自检功能和人机对话功能。4) 500kV故障录波及行波测距为了便于记录及分析各种故障，500kV部分配置1台微机型故障录波装置，每台容量至少为： 48路模拟量（电压量16路，电流量32路），128路开关量。该装置应具有足够多的启动方式、测距功能、GPS对时功能及远传功能。故障录波应采用光纤通道上传至中调，该装置需配两套以太网桥分别用于镇雄电厂侧和中调侧。镇雄电厂侧的网桥一端以RJ45接口接故障录波网络接口，另一端以G.703 2M接口接通信SDH 2M接口。由于昭通地区特殊的地理条件，造成了查找故障点非常困难。为了更准确的确定故障点，特别是保证在大接地电阻时的测距精度，缩短故障点的查找时间和范围以便迅速恢复供电，在镇雄电厂配置1台行波测距装置。该装置应可接入500kV线路各电气量，并将测距信息通过数据网远传至省电力调度中心进行分析。5) 500kV试验电源装置500kV保护小室配置一面继电保护试验电源屏，配置相应的保护专用测试仪器。 5.5 220kV系统保护配置1) 线路保护镇雄电厂本期1回220kV出线接至220kV镇雄变，该线路上架设有复合地线光缆（OPGW）。因此，该回线路两侧各配置一套数字式分相电流差动保护装置，利用光纤通道，通过专用光纤芯传送保护信号；再各配置一套高频距离保护作为另一套主保护，利用高频通道，采用保护专用收发信机传送保护信号；且每套主保护均配置三段式相间距离保护，接地距离保护和接地方向电流保护作为后备保护，并具有重合闸逻辑，可实现单相、三相、综合及停用重合闸。2) 母线保护及断路器失灵保护镇雄电厂220kV侧主接线最终按双母线接线考虑，按重要厂站的220kV母线保护双重化原则，镇雄电厂220kV侧需配置2套微机型母线保护装置，均作为I段及II段母线的保护。每套装置至少可接入8个单元（2回出线、2台起备变、1台联络变、母联及2个备用单元）。该装置应采用带比率制动特性的电流差动保护原理，具有调试和维护方便、速度快且可靠性高等特点，应允许接入元件有不同的CT变比，出口回路可经低电压或复合电压闭锁，并且应可适应初期单母线接线方式。220kV侧配置一套断路器失灵保护装置，单独组屏，出口回路可经低电压或复合电压闭锁，并且应可同时启动断路器的两组跳闸线圈。3) 故障录波镇雄电厂220kV侧本期应装设1台微机型故障录波装置，每台装置容量至少为：36路模拟量（电压量8路，高频量8路，电流量20路），72路开关量。该装置应具有足够多的启动方式、测距功能、GPS对时功能及远传功能。220kV故障录波采用光纤通道上传至中调，该装置需配两套以太网桥分别用于镇雄电厂侧和中调侧。镇雄电厂的网桥一端以RJ45接口接故障录波网络接口，另一端以G.703 2M接口接通信SDH 2M接口。4) 220kV试验电源装置220kV保护小室配置一面继电保护试验电源屏，配置相应的保护专用测试仪器。5.6 继电保护及故障录波信息管理子站由于故障录波信息内容多，网络传送数据量大，因此镇雄电厂配置1套继电保护及故障录波信息管理子站。为节省投资，该子站系统设备及连接用设备等应与本厂的监控系统统一考虑，以便资源共享并提高管理子站的可靠性。各设备连接方式如下：1) 继保子站通过光口、光缆设备与站控层的以太网进行通信，获取继电保护装置的各种信息；2) 故障录波信息通过光电转换转到站控层，通过专用HUB直接接入子站，不与站内以太网连接；连接用两端光电转换设备、光缆、HUB等设备应与监控系统统一考虑。该子站的信息上传方式及通道要求须与运行单位协商确定。5.7 系统继电保护装置与变电站自动化的接口所有保护应具有通信接口及GPS对时接口，可与变电所监控系统联接，保护设备厂家需提供通信规约，并配合监控系统完成联合调试。5.8 安全自动装置根据双重化配置原则，镇雄电厂需配置2套微机式切机控制装置及2套振荡解列装置。5.8.1 切机控制装置的主要功能为： 1) 检测本厂运行工况并发送本厂的运行工况信息；2) 对本厂的发电机组进行切机选择；3) 对本站的发电机组进行切机顺序排队；4) 接收远方切机命令就地执行切机控制；5) 将本站执行切机操作后的操作信息发送至向本站发出切机命令的安控主站和安控子站；6) 装置应能判别其本站出线及主变的故障情况，并具有根据其出线及主变的故障情况就地选择和实施切机控制的功能；7) 装置具有高周切机功能，在检测到本站机组频率升高至设定值时进行高周切机。5.8.2 振荡解列装置的功能为：1) 振荡解列装置应能检测和判别电网的失步情况，当发生预想不到的故障，引起镇雄电厂与云南电网发生振荡时，应能在交流上将镇雄电厂与云南电网解列。装置应具有振荡周期次数或出口动作时间的整定元件。2) 振荡解列装置独立组屏，且宜考虑不同判别原理的双重化配置。3) 振荡解列装置应能与安控主站装置进行通迅和数据交换。切机控制装置和振荡解列装置的详细功能和控制策略需待一次系统条件具备后，进行安全自动装置专题研究来确定实施方案，经审定后再开展安自装置工程设计。5.9 功角测量装置为达到电力系统安全稳定导则中安全稳定的第一级标准，加强预防性控制，实时了解镇雄电厂的运行工况，在镇雄电厂设置实时功角测量子站，以利于运行管理及调度人员实时监测电厂的运行状态和静稳定裕度，调整电厂以适应系统的运行方式，从而提高电网的稳定水平。该子站装置与中调功角测量主站单独通信。功角测量装置采集线路的三相电流、电压，计算电压电流相量，并将相应数据传送到中调；测量发电机机端电流电压，输出发电机功角，供系统运行及系统分析使用。功角测量装置子站的设备在电网运行参数发生变化时应可靠起动，可由模拟量或开关量变位起动，同时也可由主站远方启动。5.10 对相关专业的要求1) 对通信专业的要求500kV线路的一套主保护利用光纤通道，经2Mbit/s数字同向接口接入SDH光端设备；500kV光纤线路保护屏上的远跳装置也采用光纤通道及2Mbit/s数字同向接口传送远跳信号；500kV光纤方向保护屏（独立后备保护）采用光纤通道及2Mbit/s数字同向接口传送保护信号；220kV线路的一套主保护利用光纤通道，经专用光芯传送保护信号。通道应能长期监视，通道故障应能报警并闭锁保护。500kV线路的另一套主保护复用通信专业的一台载波机。该台载波机的音频接口需传送4个命令信号，其中一个为主保护，一个为远方跳闸，另外两个为安全自动装置所使用。音频接口装设在载波机柜上，安装在载波机室中。高频通道应采用相相耦合方式。通道应能长期监视，通道故障应能报警并闭锁保护。220kV线路高频距离保护使用保护专用的收发信机。需要1路高频通道，采用相地耦合方式。为完成保护装置和安全自动装置与光纤通信设备的接口，在光纤通信室预留1个屏位，安装光电转换接口柜。镇雄电厂配置的行波测距、继电保护及故障录波信息管理子站经数据网与中调通信，故障录波屏还应可利用光纤通道，经2M数字同向接口接入SDH光端设备以上传数据。镇雄电厂的安自装置和功角测量装置均利用光纤通道，采用2M数字接口接收和传送信号。2) 对电气专业的要求500kV侧对电气专业的要求：500kV线路保护采用线路三相电容式电压互感器，两套主保护分别使用一组电容式电压互感器的二次线圈。500kV两套线路主保护各使用一组边断路器和中断路器的电流互感器二次线圈，要求采用TPY级暂态保护型小气隙电流互感器。500kV两套母线保护各使用一组电流互感器的二次线圈，为节省投资可使用TPS级或P级。由于最终为一个半断路器接线，每段母线可配置单相式电压互感器作为重合闸同期用。500kV断路器需要两组跳闸线圈，以供给双重化保护跳闸；每个断路器的失灵保护须使用一组不带气隙的电流互感器的二次线圈。继电保护装置使用的每组电流互感器的容量为15VA，最小不得低于12VA。保护装置需要两组直流电源，以供给双重化保护使用。220kV侧对电气专业的要求：220kV线路保护使用母线三相式电压互感器，并使用线路单相式电压互感器。220kV线路保护需独立使用2组电流互感器线圈，母线保护需独立使用2组电流互感器线圈。220kV侧断路器应有2组跳闸线圈，以供给双重化保护跳闸。3) 对监控系统的要求监控系统应能实现与各种微机保护装置接口。接口规约符合国标DL/T667-1999的标准。监控系统应提供各种保护设备所需的GPS硬对时的脉冲接点信号以及远方复归信号。第六章 系统调度自动化6.1 概述云南华电镇雄电厂一期工程建设规模为2600MW，终期规模为4600MW。电厂本期工程采用500kV及220kV二级电压接入云南电力系统。接入方案为，以一回500kV线路接入系统中的500kV昭通变，另外以一回220kV线路接入系统中的220kV镇雄变。500kV主接线终期为一个半断路器接线，本期为角型接线。220kV母线为双母线单分段接线。起动/备用变接入220kV母线。本设计为华电镇雄电厂一期工程初步设计调度自动化部分，设计范围包括华电镇雄电厂（2600MW）新建工程中有关调度自动化的远动系统、自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）、电能量计量计费厂站系统的主要功能、方案、技术要求，以及对电厂监控系统及网络的安全防护要求和对发电厂报价系统计列项目等内容。6.2 调度关系及现状6.2.1 调度关系华电镇雄电厂本期建成后由云南省电力公司调度通信中心（云南省调、备调）调度。但考虑到南方公司南方电力调度通信中心（南电调）的需要，华电镇雄电厂的远动信息和电能量信息在送往云南省调的同时，需送往南电调。华电镇雄电厂的自动发电控制（AGC），自动电压控制（AVC）由云南省调直接控制实施。电厂报价系统的信息向云南省调传送。6.2.2 南电调调度自动化现状1) 能量管理系统（EMS）现有南电调调度自动化主站系统为北京科东CC-2000型系统。该系统已于2003年8月投入运行。2) 电能量计量系统南电调在1995年从美国ABB-SC公司引进了一套电能量计量自动化系统。目前南电调正在对该系统进行更新改造工作。6.2.3 云南省调调度自动化现状1) 能量管理系统（EMS）目前，云南省调新的能量管理系统（EMS）已于2001年10月投入运行。系统为南自院的OPEN-2000型，完成的主要功能有：数据采集与监视控制（SCADA）、自动发电控制（AGC）、网络分析、调度员培训仿真等。2) 电能量计量计费系统云南省调电能量计量系统（TMR）由西门子表计有限公司提供。已在2001年正式投入运行。6.3 远动系统6.3.1 远动化范围按照电力系统调度自动化技术规程（DL500391）的内容规定以及运行的需要，华电镇雄电厂拟采集传送的遥测、遥信信息及接收的遥控、遥调命令如下：1）遥测全厂总有功电能量；发电机单机有功功率、无功功率、端口电压、有功电能量、频率；主变压器高压侧有功功率、无功功率、电流；500kV线路有功功率、无功功率、电流、有功电能量；220kV线路有功功率、无功功率、电流、有功电能量；500kV母线电压、频率；220kV母线电压、频率；220kV母联电流；联络变高低侧有功功率、无功功率、电流；起动/备用变高压侧有功功率、无功功率、有功电能量；高厂变有功功率、无功功率；脱硫变有功功率、无功功率；与AGC相关的其它遥测量。2）遥信全厂事故总信号；所有断路器位置信号；反映运行方式的隔离开关位置信号；500kV母线接地刀闸位置信号；500kV断路器保护动作信号（包括A相跳闸、B相跳闸、C相跳闸、重合闸、失灵保护跳闸、装置闭锁、装置异常）500kV线路主保护及重合闸动作信号；220kV线路主保护及重合闸动作信号；500kV母线保护动作信号；220kV母线保护动作信号；发变组内部故障综合信号；联络变保护信号；起动/备用变保护信号；电力系统安全自动装置动作信号；与AGC、AVC相关的其它信号。自动调节装置运行状态信号。主变压器保护动作信号(瓦斯、差动、复合电压电流闭锁保护动作信号)； 低周减载动作解列信号；继电保护、故障录波装置故障总信号；3）遥调发电机有功功率调节（单机），具体信号如下：（1）下行信号：AGC 投入（开关量）；AGC 切除（开关量）；负荷指令（4-20mA）。（2）上行信号：AGC方式投入（开关量）；AGC方式允许（开关量）；闭增（开关量）；闭减（开关量）；实发功率（4-20mA）；频率（4-20mA）；负荷上限（4-20mA）；负荷下限（4-20mA）；负荷指令反馈（4-20mA）；负荷变化率（4-20mA）。6.3.2 远动系统主要功能、技术要求1) 远动系统主要功能远动系统是电网调度自动化系统的重要组成部分，远动系统使电网调度中心及时获取厂站的实时远动信息，电网调度中心通过远动系统把遥控、遥调命令及时传送至厂站。远动系统是电网调度自动化系统的基础。为确保调度自动化系统功能的实施，华电镇雄电厂远动系统应具备如下功能：具有采集、转换、处理和传输遥测量、遥信量的功能；具有接收和执行遥调命令的功能；具有接收、返送校核和执行遥控命令的功能；具有遥测越限传送、遥信变位传送和全数据传输功能；具有事件顺序记录功能；具有自恢复功能；具有以远动规约与云南省调和南电调进行通信的功能；具有以网络应用层协议与云南省调和南电调进行通信的功能；具有通道监视和主备通道自动切换的功能。2) 主要技术要求系统可用率99.99%；遥信正确率99.9%；遥控正确率=100%；遥调正确率=100%；遥信变位传送时间2s；遥测越死区传送时间3s；遥控传送时间2s；遥调传送时间3s；事件顺序记录2ms；A/D转换误差0.2%；6.3.3 远动系统方案及信息传送网络1） 远动系统方案设计原则（1）远动信息的采集和发送必须保证其直采直送。即远动信息的采集、处理、传送和控制命令的执行，其整个过程不允许有其它的中间环节，必须满足电网调度自动化的实时性要求。（2）电厂远动测量数据的采集在满足电网调度自动化遥测量精度的前提下可以采用电量变送器，也可以采用交流采样方式，但必须保证符合DL/T630-1997标准。（3）远动数据的信号回路原则上应具有屏蔽措施。当采用分布式数据采集装置时，其I/O单元模块之间可采用光纤连接。2） 远动系统方案根据接入系统报告及审查意见，华电镇雄电厂远动系统方案为：在电厂内集控楼远动机房设置一套大容量分布式网络RTU，RTU完成云南省调所需远动信息的采集、处理和传送，同时接收云南省调向电厂下达的AGC控制命令。南电调所需远动信息由云南省调转发。但RTU按一发二收配置，预留一个通信口，以满足南电调直采电厂远动信息的需要。RTU的模拟量采集采用交流采样方式。远动系统方案示意图见6.3-1。同时，在升压站的500kV继电保护小间及220kV继电保护小间分别配置I/O接口屏及相应的远端数据采集模块，用于采集升压站的远动信息。这两个远动装置采用光缆连接至集控楼远动机房的主RTU上。主RTU的光接口采用一对二光接口，远动信号经RS485通信口接入光纤接口板。通信接口、数据处理单元仍设在原主RTU屏内。为确保RTU设备运行的可靠，决定主RTU主机采用冗余配置，热备份运行。DL/T634-5101-2002DL/T634-5104-2002电力调度数据网云南省调EMS主站系统I/O单元远动专用通道南电调EMS主站系统数据处理单元I/O单元I/O单元I/O单元图6.3-1 远动系统方案示意图 3） 远动信息传送网络（1）远动信息传输方式省调所需远动信息以及下达的控制命令，通过省调的EMS系统与华电镇雄电厂的RTU通信的方式进行。通信通道采用主备方式。远动信息向云南省调的传输以电力调度通信网络传输方式为主，以常规远动通信传输方式，即点对点方式为辅。（2）远动通道及传输协议要求当采用电力调度通信网络传输远动信息时，电厂的远动系统接入该厂的电力调度通信网络接入设备（详见通信相关内容），该接入设备就近接入云南电力调度通信网络两个交换节点，其通信口要求为64kbps，传输协议为DL/T634 5104-2002。当采用常规远动通信方式传输远动信息时，电厂至云南省调之间应提供两路彼此独立的主备远动通道，主备通道速率均为600-1200bps，其应用层通信协议采用DL/T634 5101-2002规约。6.3.4 远动系统设备1） 容量根据电厂的建设规模，RTU的容量为：（1） 遥测27个测量单元（全电量）（2） 遥信256（3） 遥调16（4） 遥控16（4） SOE2562） 选型原则RTU的选型不仅要满足调度端能量管理系统（EMS）的要求，而且还要满足上述的功能技术要求。所选RTU应具有技术先进、质量可靠、运行稳定，性能价格比优等特点。具体型号待设备招标时确定。6.4 自动发电控制（AGC）华电镇雄电厂新建的机组单机容量大，自动化程度高，而且调节性能好，调节范围大，具有较大的可调容量，因此，华电镇雄电厂符合云南电力系统调频厂的条件，应参与云南电力系统调频。根据一次系统设计，并按照规程规定，华电镇雄电厂新建机组可调范围至少按装机容量的50考虑，则华电镇雄电厂自动发电控制的可调容量为1200MW。6.4.1 控制目标维持系统频率为50Hz，其允许偏差不超过0.1Hz；减少系统时钟误差，其允许误差为日累计时不超过5s；维持联络线净交换功率及交换电能量在规定值，电力系统正常运行时，每10分钟内ACE至少过零一次，电力系统负荷发生波动后1分钟内，ACE应向减少方向变化。6.4.2 控制方式自动发电控制（AGC）的目的，是控制系统频率和区域净交换功率。根据不同的目的，自动发电控制（AGC）分为三种控制方式：（1）定频率控制方式控制系统频率偏差为零（f=0）。定频率控制方式用于调节系统频率达到期望值（不考虑区域净计划交换功率），这样ACE定义为频率的函数，自动发电控制通过向机组发送适当的控制命令，以提高或降低系统出力直到达到期望的频率值。区域控制偏差（ACE）计算公式为。ACE=B（f-bt）（2）定联络线功率控制方式控制联络线净交换功率偏差为零（Pt=0）。定联络线功率控制方式用于调节区域净交换功率，使其达到期望值，该方式ACE定义为区域净交换功率的函数，自动发电控制将控制实际净交换功率达到计划值。区域控制偏差（ACE）计算公式为：ACE=Pt+E/H（3）联络线功率与频率偏差控制方式控制联络线净交换功率偏差与系统频率偏差之和为零（Pt+Bf=0）。联络线功率与频率偏差控制模式用于调节区域联络线净交换功率偏差与系统频率偏差，使其达到期望值，该模式ACE定义为频率和区域净交换功率的函数，自动发电控制将同时控制频率与区域净交换功率达到期望值，用该模式运行，既可维持计划交换功率，同时也维持系统频率。区域控制偏差（ACE）计算公式为：ACE=（Pt+E/H）+B（f-bt）上述三公式中：Pt 实际联络线净交换功率偏差E 实际联络线净交换电能量偏差H 需要进行电能量校正的小时数f 实际频率偏差B 频差系数t 实际时差b 时差系数三种控制方式的ACE计算公式考虑了时间偏差及修正电能量交换差。时间偏差是由于系统中频率偏差积累而成，它代表与系统频率同步的电钟所指示的电气时间和标准时间之间的误差。修正电能量交换差是由于互联系统彼此间采用时变电价政策而产生特殊功能，应用经济杠杆来使互联系统各方按商定的计划值控制联络线功率的有效方法。自动发电控制通过调节区域控制偏差（ACE）到零达到控制目的。调节过程结束，Pt为零，f为零，t在允许范围内，ACE为零或进入规定的死区范围。主站系统自动发电控制命令发送周期为315s。在云南省调EMS主站系统中，上述三种基本控制方式都已具备，因此，在AGC实施时，具体采用何种控制方式应根据电厂投产时电网实际运行控制要求在EMS主站系统上选用。6.4.3 控制准则（方式）华电镇雄电厂自动发电控制准则（方式）可采用两种方式来实现，即单机出力调节命令控制到每台机组和全厂出力调节命令下达给厂级监视系统（SIS）再分配到机组。（1）控制到机组采用单机出力调节命令控制到每台机组时，由云南省调下达设定值或升/降脉冲控制命令来实现，即由云南省调EMS系统通过电厂的RTU对机组的分散控制系统（DCS）发出设定值或升/降脉冲，机组的DCS系统根据接收到的设定值大小或升/降脉冲，调节气机速度，控制机组出力，从而实现自动发电控制（AGC）。云南省调对华电镇雄电厂的AGC控制由云南省调EMS系统、通道、电厂RTU、机组分散控制系统（DCS）系统构成。方案示意图见6.4-1。#1发电机云南省调EMS主站系统RTU#3机DCS#3发电机#2机DCS#4机DCS#4发电机#1机DCS#2发电机图6.4-1 自动发电控制方案示意图 （2）控制到电厂采用全厂出力调节命令下达给SIS系统再分配到机组时，由云南省调EMS系统通过电厂RTU将AGC设定值下达到到电厂SIS系统，然后由SIS系统的全厂负荷经济分配软件在全厂范围内进行负荷经济分配，把负荷分配到全厂各台机组。云南省调对华电镇雄电厂的AGC控制由云南省调EMS主站系统、通道、RTU、SIS系统及各机组分散控制系统DCS系统构成。方案示意图见6.4-2。云南省调EMS主站系统 RTU厂级监控系统（SIS）#1机DCS#2机DCS#3机DCS#4机DCS#3发电机#1发电机#2发电机#4发电机6.4-2 自动发电控制方案示意图（3）控制准则（方式）选择采用控制到机组方式，RTU与DCS直接采用硬接线连接，该方式接口简单，为电厂AGC常规控制方式，具有成熟的运行经验，目前在火电厂AGC控制中普遍采用。采用控制到电厂方式，是云南省调下达AGC控制命令到SIS的方式，该方式充分利用了先进的计算机网络技术，结构紧凑，但需要云南省调EMS系统和电厂SIS系统实现软、硬件接口，技术难度大，目前正处于试验探索阶段，尚无成功运行经验。本设计要求两种AGC控制方式同时存在，互为备用，由云南省调在具体运行时灵活选用。6.4.4 调整厂及机组的基本要求（1）机组应具有机炉协调控制系统（DCS），还要求具备锅炉给水、过热蒸汽温度、汽机转速和一些辅助设备（如除氧器、凝汽器、高压加热器、减压减温器等） 的自动化。（2）机组调速系统应满足自动控制要求，要求调节灵敏，死区小，无长滞现象。（3）可调容量大。火电机组可调容量宜为额定容量的50以上。（4）调整速度与负荷变化相适应。机组每分钟增减负荷在额定容量的2以上。（5）机组调节品质好，稳定要快，能适应系统参数的变化，而且机组全年大部分时间可调。6.5 自动电压控制（AVC）自动电压控制（AVC）的目的是：保证电网电压和无功分布满足电网安全稳定和经济运行的要求。当电压正常时，降低系统网损；当电压越限时，使电压恢复正常或使电压最接近正常值。根据云南省调EMS系统现状，云南省调现有的EMS系统由于开发较早和技术的局限以及存在负荷过重等问题，已不能在该系统上开发AVC功能。目前，国内部分电网AVC系统建设处于起步试点阶段，经验不多，开发商能提供的系统亦不成熟，可提供的技术支持有限，因此，“十一五”期间，云南电网AVC控制工作处于试点阶段，目的是积累经验，以利今后全网AVC控制工作的开展。故省调AVC系统不宜建设较大规模的系统，以避免投资浪费，应新建一套AVC过渡系统。该系统必须具有与现在的EMS系统通信的功能。过渡方案如下：云南省调AVC系统负责监视和控制电网内220kV枢纽节点和500kV各节点电压在允许范围内。在考虑系统安全性并留足无功事故紧急备用容量，考虑全网有功损耗最小的控制目标下，进行全网无功优化计算。向变电站下达中枢母线电压限值、母线电压目标值或功率因数，以及向直接调度的电厂下达厂站母线电压上下限值、电压曲线或母线电压目标值。镇雄电厂的中枢母线为电厂主变高压侧母线。6.5.1 镇雄电厂AVC控制（1）AVC控制方式按云南省调下达电压曲线进行无功电压调节；按云南省调下达的设定值命令方式控制；按云南省调临时给定的特殊方式控制；电压控制应适应AGC的调整变化（2）机组无功调节策略保证机端电压满足机组厂用电及变压器运行要求；机组功率因数满足要求；母线电压满足要求；分区区域内电厂机组无功分配满足要求；分区区域之间和分区区域内无功潮流分布满足要求；6.5.2 AVC方案云南省调的AVC控制系统由省调AVC系统、通道、厂站AVC系统等组成闭环系统。省调的AVC通过电厂计算机监控系统将命令下达到电厂的AVC系统。电厂AVC系统系统根据接收到的设定值大小和各机组的特性，经计算，合理分配各机组的无功调节量，控制机组出力，满足系统无功优化的要求。6.6 电能量计量计费厂站系统6.6.1 计费关口点设置原则根据云南电网关于电能量计费关口点的一般设置原则，计费关口点设置如下：主接线中500kV出线侧；主变高压侧；起动/备用变高压侧；主接线中220kV出线侧。同时，发电机出口作为考核点需计量考核。6.6.2 电能量计量计费厂站系统方案在华电镇雄电厂配置一套电能量采集装置，以满足云南省调电能量计量系统对电能量数据采集的需要。南电调所需电能量信息建议由云南省调转发。华电镇雄电厂每个计量关口点的电能表按主备表配置，精度为0.2S级，有功正反向，无功四象限、串口输出。本设计暂时计列10只计量电能表。华电镇雄电厂每个计量考核点的电能表按单表配置，精度为0.5s级，有功单方向，无功四象限、串口输出。本设计暂时计列4只电能表。6.6.3 电能量计量计费采集装置技术要求1）功能要求采集装置采集处理的电能量数据准确、安全可靠，并有分时段存储、远传等功能。采集装置最大处理能力应满足接入32只电能表的要求。采集装置应能与多功能电能表接口，多功能电能表接入可用RS-485串行输入方式。采集装置应具有对不同电表规约转换的能力，同时应能提供用户自行开发特殊电表规约转换的软、硬件支持。采集装置应具有至少两个及以上RS-232通信口，分别至云南省调和电厂就地电能量管理系统。采集装置应配置MODEM，支持用不同的通信规约与不同厂商的主站系统通信，应能提供用户自行开发特殊主站规约转换的软、硬件支持。采集装置应具有内部时钟，该时钟可人工设置，在与主站建立通信连接后能接收主站的对时命令，跟踪主站的时钟。采集装置具有自检功能，发生故障或事件（失电后，恢复供电等）可向云南省调主站系统和就地电能量管理系统告警。电能量采集装置具有采用云南省调度通信网通信的功能。2）主要技术要求采集装置必须是专用的电能量采集、处理、远传设备。数据传送应采用可靠的保护措施，保证在传送过程中不丢失和发生错误数据。采集数据与电能表一致，数据采集周期1min60min可调。采集装置应配置MODEM，与主站的通信方式应能适用于电力专线通道。采集装置平均故障间隔时间（MTBF）45000h，使用寿命10年。采集装置应实现交流、直流两路供电，主供辅供电源应能可靠地自动切换。当两路外部电源都失去后，其带有的后备电池维持存储数据不丢失的时间应不小于0天。6.6.4 计量电能表主要功能及技术要求电能表类型为三相四线多功能电能表；电能表精度为0.2s级和0.5s级；具有测量双向、单向或四象限电能量功能；具有RS-485串口和脉冲两种输出方式；具有外接辅助电源的功能；具有停电保护功能；具有失电记录和报警功能；具有当地窗口显示功能。6.6.5 电能量信息传输网络（1）电能量计量计费信息传输方式电能量计量计费信息向云南省调的传输方式，采用专用电话拨号方式。在云南电力调度通信网络建成后，电能量计量计费信息传输方式采用电力调度通信网络传输。（2）电能量计量计费信息通道及传输协议要求当采用电力调度通信网络传输时，电厂的电能量计量计费系统接入该厂的电力调度通信网络接入设备，该接入设备就近接入电力系统调度通信网络两个交换节点，其通信口要求为64kbps，传输协议为DL/T 719-2000。当采用以专用电话拨号方式来传输时，其传输规约采用DL/T 719-2000。6.7 报价系统华电镇雄电厂作为云南电网的主力电站，也是“厂网分开，竞价上网”的电厂，电厂报价系统就是引入竟争机制，有利于电厂有效地降低成本，提供经济效益，是电力市场的重要组成部分，同时电站报价系统必须与调度端的电力交易系统相协调，才能达到竞价上网的目的。电厂报价系统是一个涉及电站运行、水资源供应、人力，物力，财力、电网调度以及领导决策等多方面的新系统，而且该系统作为电力市场的一个子系统，其电价的计算模型和运行机制必须符合国家的方针、政策及电力调度的管理规定，根据国家电力调度中心编制的电力市场运行规则（讨论稿）要求。根据电厂管理信息系统（MIS）提供的电站人、财、水资源以及机组运行情况和电能量计量计费系统提出的电量数据计算出所在时段的电价实际成本，并作为申报上网电价的依据。根据本地区电力电量的需求，和与同电网的其他发电单位的经营状况相比较，结合本厂的实际成本和经营策略，计算出本厂的上网电价，上网调度端的电力市场交易系统，报出本厂的实时电价、短期电价和期货电价。接收调度端电力交易系统所确定的实际接受电价，以及调度端据此下达的发电计划。调整电厂发电机出力，并作为下一周期电价计算、上报和执行的条件。电厂的报价系统应按上述工作特点来配置设备，所需部分信息可通过与其它系统的互联来交换信息，实现信息共享。6.7.1 报价系统方案设计电厂报价系统将由两部分组成，即电厂与调度端通信的对外接口部分和电厂报价计算机系统部分。1）对外接口部分对外接口部分将由通信服务器和路由器组成。它将作为电力市场交易系统的一部分，满足电力市场交易系统对通信规约、网络协议、通信方式、数据流向、安全约定以及硬件接口的要求。通信服务器由工作站担任，其功能为：接收市场注册信息、参与竞价的各发电站的机组技术与经济信息；接收市场定价的最高；2）电站报价计算机系统部分报价计算机系统由服务器和报价工作站组成。其主要功能为：从电站电能量计量计费系统获取的电能量数据；从电厂管理