1、摘要 勉縣生物質能電廠位于勉縣農業產業化科技示范園內，規劃建設機組容量1×30MW，計劃于2013年建成投產。本工程根據其周邊電網情況對勉縣生物質能電廠接入系統方案做了比較研究，最終推薦其以一回線路“T”接至定軍黃沙線路，線路長度約1km。隨后本工程進行了相應的電氣計算，提出了系統保護及安全自動裝置、系統通信、調度自動化等方面的二次設備配置方案并進行了投資估算。關鍵詞 勉縣 生物質電廠 接入系統 方案研究目 次1工程概述12電網概況23負荷預測及電力平衡64接入系統方案研究95電氣計算136系統繼電保護及安全自動裝置167系統通信188系統調度自動化229結論及投資估算26III1工

2、程概述1.1設計依據（1）武漢凱迪電力工程有限公司與我院簽訂的合同。（2）武漢凱迪電力工程有限公司提供的資料。（3）漢中“十二五”配電網規劃報告（2012年）。（4）2011年度漢中地區電網運行方式。1.2工程概況勉縣生物質能電廠（以下簡稱“勉縣凱迪電廠”）位于陜西省勉縣農業產業化科技示范園內（黑河豬場以西，漢江河堤以北），規劃建設容量為1×30MW生物質發電機組，該發電項目利用生物質燃料作為清潔能源，可大大減少當地對農業廢料處理產生的環境污染。生物質燃料含硫均較少，采用生物質燃料發電，可減少燃煤電廠帶來的二氧化硫對大氣的污染，同時減少了粉煤灰、粉塵的排放。電廠工業污水進行綜合處理后

3、循環使用基本達到零排放。該項目符合國務院關于落實科學發展觀，加強環境保護的決定（國發【2005】39號）的要求。勉縣凱迪電廠機組機端額定電壓10.5kV，額定功率因數0.85，計劃于2013年投產，投產后年發電利用小時數7500小時，年發電量2.25億千瓦時。為保證投產后電量的送出，受業主勉縣凱迪新能源開發有限公司委托進行接入系統方案研究。1.3設計水平年根據勉縣凱迪電廠建設規劃，發電機組將于2013年投產，因此本次以2013年為設計水平年。1.4研究主要內容（1）確定勉縣凱迪電廠接入系統方案。（2）進行相關電氣計算分析。（3）配置系統繼電保護及安全自動裝置。（4）確定系統通信方式及通道組織。

4、（5）系統調度自動化配置。（6）估算本接入系統工程投資費用。2電網概況2.1漢中電網概況2.1.1電源情況2011年底，漢中地區電網調管的并網運行的水火電廠共140座，發電機306臺，總裝機容量305.44兆瓦。其中：1、火電廠4座，發電機7臺，裝機容量27兆瓦，占總裝機容量的8.84%；水電廠136座，發電機299臺，裝機容量278.437兆瓦，占總裝機容量的91.16%。2、漢中地調調管水電廠51座，火電廠4座，總裝機容量205.722兆瓦。其中通過110千伏電壓等級并網的電廠5座，發電機19臺，裝機容量 97.6兆瓦，占總裝機容量的47.44%；通過35千伏電壓等級并網的電廠20座（火電

5、廠3座），發電機60臺，裝機容量83.82兆瓦，占總裝機容量的40.74%；通過10千伏電壓等級并網的電廠30座（火電廠1座），發電機68臺，裝機容量24.302兆瓦，占總裝機容量的11.81%。3、與躉售局結算由各躉售縣調調管的小水電85座，發電機159臺，裝機容量99.715兆瓦，占總裝機容量的48.47%。漢中電網火電裝機及以110kV電壓接入漢中電網水電裝機情況見表2-1、表2-2。 表2-1 漢中電網火電裝機情況 單位：MW，kV電廠名稱裝機容量單機容量機組數目接入系統電壓等級地鋼電站33110高鐵電站126235略鋼電站63235城化電站63235表2-2 以110kV電壓接入漢中

6、電網水電裝機情況 單位：MW，kV電站名稱裝機容量接入變電站八仙園一級站15卡房電站八仙園二級站12卡房電站12.6330kV洋縣變石泉水電廠225330kV洋縣變二郎壩電廠50王家坪變、陽春橋變石門電站40.5紅河變2.1.2電網情況截止2011年底，漢中地區35千伏及以上變電站145座，主變271臺，變電總容量6329.295兆伏安。其中局屬35千伏及以上變電站60座，主變114臺，變電總容量4530.05兆伏安。其中330千伏變電站4座，主變8臺，變電總容量1920兆伏安； 110千伏變電站43 座，主變80臺，變電總容量2460兆伏安；35千伏變電站13座，主變26臺，變電總容量150

7、.05 兆伏安。大用戶330千伏變電站1座，主變3臺，變電容量450兆伏安； 110千伏變電站19座，主變35臺，變電容量832兆伏安；35千伏變電站 29座，主變80臺，變電容量372.895兆伏安。躉售局35千伏變電站36座，主變39臺，變電容量144.35兆伏安。2011年漢中電網330千伏通過硤漢三回和洋喜線共四回線與陜西主網聯絡，網內有330千伏變電站4座，分別為洋縣變、漢中變、武侯變、順正變。洋縣變與漢中變通過漢洋單線聯絡，漢中變與武侯變通過武漢雙回聯絡，武侯變與順正變通過順武雙回聯絡，順正變通過略順I線與略陽電廠6#機聯絡。漢中電網以四座330kV變電站為電源中心形成四大供電區，

8、呈輻射狀向供電區內110kV變電站供電，供電區域劃分情況見表2-3。表2-3 2011年度末漢中電網供電區域劃分情況供電區域名稱主供電源包含的110千伏變電站與其它供電區開環點洋縣供電區洋縣1、2#主變、石泉電廠佛坪變、大河壩變、貫溪變、城固變、謝村變、圣水變、磨子橋變、西鄉變、沙河坎變、葛石變、司家鋪變、鎮巴變、茶鎮變、漁渡變共14站城徐、洋湑、圣司開關漢中供電區漢中變1、2#主變北郊變、東郊變、西郊變、南郊變、紅河變、老君變、徐家坡變、鋪鎮變、中心變、大河坎變、鑫源變、留壩變、小寨變、草堰變、湑水變共15站武紅 開關武侯供電區武侯1、2#主變、二郎壩電站高潮變、黃沙變、海紅變、定軍變、三道

9、河變、王家坪變、烈金壩變、勉縣變、陽春橋變共9站武紅、侯漢、臥陽、上勉、陽草開關順正供電區順正1、2#主變橫現河變、鳳凰變、峽口驛變、上營變共4站略三、峽勉、上勉開關漢中電網面臨的問題主要有：（1）330千伏主變重載情況嚴重。2011年漢中變供電區最大負荷已達376MW（11月19日），武侯變供電區最大負荷已達359MW（11月18日），兩站均由兩臺240MVA主變供電，不滿足N-1校核，受110kV網架結構的限制，目前只能依靠主變過載穩控切負荷系統作為安全防線。（2）部分110千伏主變不滿足N-1。運行漢中電網內110千伏變電站仍有陽春橋、三道河、王家坪、鎮巴變為單臺主變供電，城固變、謝村變

10、主變重載運行，峽口驛、鳳凰變、司家鋪等變存在不同程度N-1后運行主變過載且無可靠措施的問題。隨著新增負荷不斷增長，上述變電站的供電可靠性更加不能滿足要求。（3）部分110千伏輸電斷面功率較重。2011年洋謝、線最大潮流已達159兆瓦，按其240mm2導線允許載流量已嚴重不滿足N-1校核；漢鋪、線最大潮流近130兆瓦，N-1情況下將單線重載運行；漢紅線最大潮流為123兆瓦，且帶漢中變供電區4座110千伏城區變電站負荷，故障情況下導致市區大面積停電。2.1.3負荷與電量情況2011年漢中電網最大負荷 1118 兆瓦，出現在12月28日19：25，同比增長8.9%，最大日供電量2350.67 萬千瓦

11、時，出現在12月28 日，同比增長23.1%。全年供電量64.0371 億千瓦時，同比增長 12.23 %。2.2武侯變供電區概況從地理位置上看，勉縣凱迪電廠屬于武侯變供電區，以下著重介紹該供電區的情況。武侯供電區有二郎壩電廠和武侯變兩個電源點。二郎壩電廠容量50兆瓦，武侯變主變容量為2×240MVA，三側電壓等級為330/110/35kV。向供電區內勉縣、寧強兩縣供電，武侯供電區正常方式帶勉縣變、高潮變、海紅變、黃沙變、烈金壩、三道河、王家坪變、定軍變、陽春橋變9座110千伏變電站及勉西牽、大安牽、燕子砭牽、陽平關牽4座鐵路牽引變運行。開環點：上勉、峽勉、三略、侯漢、武紅開關。20

12、11年底武侯變供電區接線見圖2-1。圖2-1 2011年武侯變供電區接線示意圖2011年，武侯變供電區最大負荷為359MW。武侯變供電區各變電站最大負荷及容載比見表2-4。表2-4 2011年武侯供電區各變電站最大負荷及容載比變電站最大負荷(MW)主變容量（MVA）變電站容載比武侯3592×2401.3定軍192×202.1高潮592×632.1海紅752×631.7黃沙743×31.51.35陽春橋261×31.51.2三道河141×201.4烈金壩52×208.0王家坪161×201.3從各站容載比并

13、結合該供電區網架結構可以看出，330kV武侯變供電壓力較大，2011年容載比僅為1.3，不滿足N-1。陽春橋、三道河、王家坪三座110kV變電站只有一臺主變，容載比也較高，不滿足系統運行要求。烈金壩變由于周邊居民負荷發展較慢，該站的容載比高達8。該供電區各110kV線路輸送功率均在合理范圍之內。“十二五”期間，隨著漢鋼新增200MW負荷項目的建成，將通過建設330kV漢鋼變來滿足該項目的用電需求，漢鋼變本期由武侯變出兩回330kV線路供電，遠期將“”入330kV楊家山變（開關站）。該供電區110kV電網無新建變電站及改造線路。2015年接線見圖2-2。 圖2-2 2015年武侯供電區接線示意圖

14、3負荷預測及電力平衡3.1漢中地區負荷發展3.1.1 “十二五”經濟社會發展目標“十二五”期間，漢中市政府將堅持推進“突出一個核心，狠抓兩個構建，實施六大突破”的“126”發展戰略，努力將漢中打造成為國家級循環經濟示范區。隨著西漢高速、十天高速、寶漢高速、西成高鐵、城固機場的陸續建成，漢中將成為西安、成都大都市之間的重要節點城市，漢中經濟社會發展將迎來廣闊的前景和巨大的發展空間。預計漢中市2015年將達到1035億元，“十二五”期間年均增長14。“十二五”期間漢中地區新增負荷項目見表31。表31 “十二五”期間漢中地區新增負荷項目 單位：MW項目名稱建設性質投產時間最大負荷鋅業特種材料有限公司

15、年產10萬噸鋅合金技術改造擴建201170陜西煎茶嶺鎳業有限公司鎳金礦開發工程新建201260日產2500T新型干法熟料水泥生產線新建201225十天、寶漢高速公路新建201320 陜西金燕鋅業有限責任公司6萬噸鋅渣綜合回收項目新建201310西安至成都客運專線新建2014150陜西盛華冶化有限公司6×3萬KVA硅鈣電爐工程擴建2015120陜西漢中鋼鐵集團有限公司漢中鋼鐵產業整合技術改造災后重建項目擴建2015200陽安復線擴能工程及蘭渝鐵路武都至陽平關連接線新建201540略陽縣鴻嘉礦業有限公司金家河錳礦開發工程新建201530略陽縣華神礦業有限公司略陽縣中壩子鈦磁鐵礦新建201

16、510 漢中遠東化肥有限公司60萬噸磷酸二銨項目新建201525柳林航空園區新建201535城固縣三合循環經濟園區基礎設施建設新建201520勉縣循環經濟工業園區基礎設施建設新建201520 略陽工業集聚區基礎設施建設新建20158 合計8433.1.2“十二五”電量負荷預測預測“十二五”漢中全市全社會用電量增長率為13.8%， 2015年為100億KWH，詳見表3-1；漢中地區最大負荷預計十二五期間年均增長率14.1%，2015年為1900MW，詳見表3-2。表3-1 漢中地區分年度用電量預測結果 單位：億kWh、%年份2010年2011年2012年2013年2014年2015年“十二五”年

17、均增長率用電量57.0559.5167.2475.9885.8510013.8%表3-2 漢中地區分年度最大負荷預測 單位：MW、%、h年份201020112012201320142015“十二五”年均增長率最大負荷10251118128014601660190014.1武侯供電區新增負荷主要有漢中遠東化肥有限公司60萬噸磷酸二銨項目、勉縣循環經濟工業園區基礎設施建設、陜西煎茶嶺鎳業有限公司鎳金礦開發工程項目，三個項目負荷合計105MW。武侯供電區負荷預測見表3-3。表3-3 武侯供電區負荷預測 單位：MW年份201020112012201320142015負荷345 359361 400 4

18、39 453 3.2武侯變供電區電力平衡根據周邊電網規劃及的投運時間，武侯變供電區電力平衡見下表。表34 武侯變供電區夏大方式電力平衡表 單位：MW年份201020112012201320142015最大負荷345 359 361 400 439 453 供電能力4824824825085085081、武侯變4324324324324324322、二郎壩電廠5050505050503、勉縣凱迪電廠000262626正常情況電力盈余137 123121 108 69 55 一臺主變停運電力盈余-79 -93 -95 -108 -147 -161 表35 武侯變供電區冬大方式電力平衡表 單位：MW

19、年份201020112012201320142015最大負荷345 359361 400 439 453 供電能力4324324584584584581、武侯變4324324324324324322、勉縣凱迪電廠0026262626正常情況電力盈余87 7397 58 19 5 一臺主變停運電力盈余-129 -143-119 -158 -197 -211 從電力平衡可以看出，2015年武侯供電區負荷將達453MW，該供電區“十二五”期間雖然新增勉縣凱迪電廠作為電源，緩解了該供電區的供電壓力，使得正常情況下電力供需剛好平衡，但是在武侯變主變N-1時仍然有較大的電力缺額。結合網架結構，在武侯變全站

20、停電時，必須要較長時間的限制部分負荷。原因是在武侯變全站停電時，雖可以由順正勉縣、峽口驛勉縣共兩回線路供勉三線負荷，但是高潮、海紅、黃沙三站均由武侯變直接出線，負荷合計約170MW，三站負荷只能通過海紅武侯雙回300mm2截面線路供電，受漢中紅河線路截面及南郊變運行方式的限制很難全部倒至漢中變供電區。建議武侯變在2012年實施主變增容工程，將主變由2×240MVA更換為2×360MVA，同時開展330kV楊家山變的建設，以緩解漢中變的供電壓力，提高漢中變和武侯變的互供能力。4接入系統方案研究4.1周邊電網現狀及規劃通過電網地理接線圖可以看出，其周邊變電站及線路有330kV武

21、侯變、110kV 黃沙變、110kV海紅變、定軍黃沙110kV線路（定黃線）。以下分別介紹周邊電網情況。（1）330kV武侯變330kV武侯變位于勉縣凱迪電廠西北約4.5km，主變容量本期2×240MVA，遠期2×360MVA，110kV為雙母線接線，出線12回，剩余3個出線間隔，“十二五”期間無明確出線方向。2011年通過兩臺主變最大功率359MW。（2）110kV黃沙變黃沙變位于漢江北岸，勉縣凱迪電廠東約1.5km，主變容量3×31.5MVA，110kV采用單母線分段接線，共有四回出線，兩回至武侯變，分別一回至定軍變、陽春橋變，目前已無110kV出線間隔。35

22、kV采用單母線分段接線，出線6回，已無空余間隔。2011年最大負荷75MW。（3）110kV海紅變海紅變于漢江南岸，勉縣凱迪電廠東南約4.5km，主變容量2×63MVA，110kV采用內橋接線，兩回出線均至武侯變，35kV采用單母線分段接線，目前出線4回，尚有4個備用出線間隔，其中有兩個出線間隔預留至八一鋅業，其余兩個間隔無明確出線方向。該站主要承擔為八一鋅業供電的功能。2010年該站最大負荷為43MW，2011年最大負荷將達75MW。（4）110kV定黃線定黃線距勉縣凱迪電廠最近處約0.5km，為定軍變的備用電源線路，線路導線截面300mm2，長度10km，正常情況下定軍變側110

23、kV開關打開。4.3接入系統方案4.3.1 比選方案根據勉縣凱迪電廠裝機情況，為減少送出投資，建議其以一回線路接入系統，根據周邊電網情況，本工程提出以下三個方案：方案一：勉縣凱迪電廠升壓至35kV后以一回線路接至海紅變35kV側，線路長度5.5km，其中距海紅變0.3km處需采用直埋電纜，海紅變擴建一個35kV出線間隔。線路路徑沿漢江北岸丘陵向東，在距勉縣凱迪電廠3km處跨越漢江后向東南約2.5km進入海紅變。圖42 方案一接線示意圖方案二：勉縣凱迪電廠升壓至110kV后以一回線路接至330kV武侯變，線路長度約5.5km，武侯變擴建一個110kV出線間隔。圖43 方案二接線示意圖方案三：勉縣

24、凱迪電廠升壓至110kV后以一回線路“T”接至定軍黃沙線路，線路長度約1km。4.3.2比選方案經濟技術比較三個方案比較見下表。第11頁 共25頁表42 方案經濟技術比較表項目方案一方案二方案三技術比較建設規模新建35kV線路5.5km,海紅變擴建一個35kV出線間隔新建110kV線路5.5km，武侯變擴建一個110kV出線間隔新建110kV線路1km潮流分布緩解海紅變主變壓力，有利于負荷就地平衡。雖然減輕了武侯變的供電壓力，但是造成了110kV網絡的潮流迂回，不利于就地平衡。減輕了武侯黃沙變線路的壓力，但未緩解黃沙變主變壓力。系統運行簡單簡單增加“T”接點，不利于保護計量經濟比較線路投資80

25、×5+60=46060×5.5=33060變電間隔投資301200升壓站投資60011001100投資合計109015501160投資差046070注：方案比較中，110kV185mm2線路按60萬元/km計，110kV戶外間隔按120萬元/個計，方案三線路投資按60萬元考慮；35kV戶外間隔按30萬元/個考慮，35kV2×300mm2線路按80萬元/km考慮，0.5km35kV電纜按照90萬元考慮。從技術比較可以看出，方案三在聯絡線上“T”接將會給保護、計量變得復雜，方案一、二則很簡單；潮流分布上，三個方案均能夠減輕110kV線路的輸送壓力，但是方案一同時還減輕

26、了主變的供電壓力。投資上，由于方案一為35kV接入系統，升壓站投資較方案二、三節省500萬元，具有明顯的投資優勢。但是，在施工難度上，方案一由于要跨越漢江，施工難度很大，故推薦方案三為接入系統方案。即勉縣凱迪電廠升壓至110kV后以一回線路“T”接至定軍黃沙線路，線路長度約1km，一次部分投資約70萬元。4.4主變及電氣主接線選擇根據勉縣凱迪電廠建設規劃，機組容量1×30MW。機組額定功率因數0.85，計算得機組視在功率為35.3MVA，因此建議其升壓變容量本期選擇1×40MVA，兩側電壓比121±2×2.5%/10.5，短路阻抗10.5%。該變壓器在電

27、廠運行時可以當作升壓變，在電廠故障時可同時發揮啟備變的作用。勉縣凱迪電廠本遠期均以一回110kV線路接入系統，建議110kV電氣主接線為線變組接線；根據電廠提供相關資料，該廠計劃從由廠外引入1回10kV應急檢修電源線路至廠用10kV母線，容量為0.8MVA，在電廠投運前，該線路為施工電源線路。為保證廠區的用電可靠性，建議10kV采用單母線接線。勉縣凱迪電廠電氣主接線見圖4-4。圖44 勉縣凱迪電廠電氣主接線圖4.5 導線截面選擇導線截面按投運后送出容量進行選擇。勉縣凱迪電廠總容量30MW，最大負荷利用小時數大于5000時算得架空線路經濟截面S=30000/（0.85×110×

28、;1.732×0.9）=315mm2，最接近的經濟截面應為300mm2，故建議導線截面選為300mm2。5電氣計算5.1 潮流計算5.1.1潮流計算的條件及原則（1）計算水平年取2013年，勉縣凱迪電廠以一回110kV線路接入定軍線。（2）計算在陜西330kV網架上進行，除黃沙變負荷等值在其110kV母線側，勉縣堯柏水泥等值到其110kV母線側外，其余負荷等值到武侯變的110kV母線側。（4）計算方式取漢中電網冬大和冬小兩種方式。（5）計算中控制系統電壓在1.050.95倍的額定電壓之間。相關站點的計算負荷見表5-1。 表5-1 相關站點計算負荷相關站點最大負荷最小負荷P(MW)Q(

29、MVar)P(MW)Q(MVar)武侯變110kV母線300150260130黃沙變110kV母線70356030勉縣堯柏水泥1471475.1.2計算結果2013年冬大、冬小方式下的潮流見圖5-1、圖5-2。圖5-1 冬大方式潮流圖圖5-2 冬小方式潮流圖由潮流圖可以看出，勉縣凱迪電廠接入系統后，周邊110kV電網電壓水平相對較好。武侯黃沙雙回110kV線路大方式下輸送功率為2×29MW，較接入前有所減輕。5.2短路電流計算5.2.1計算條件（1）計算年限：短路電流計算水平年選擇為2020年。 （2）電源建設：到2020年，漢中火電廠2×600MW機組已建成。（3）電網建

30、設： 陜南電網仍成環運行，330kV楊家山變已經投運，武侯變主變增容改造為2×360MVA。（4）勉縣凱迪電廠：機組容量30MW，升壓變40MVA，短路阻抗10.5%。5.2.2計算結果相關母線短路電流見表5-2。表5-2 相關母線短路電流 單位：kA變電站母線三相短路單相短路武侯變110kV母線17.622.4黃沙變110kV母線1615.8勉縣凱迪電廠發電機端6.9勉縣凱迪電廠110kV主變高壓側15.614.9勉縣凱迪電廠10kV、110kV母線短路電流水平都不高，對設備選擇無特殊要求。5.3非同期并列沖擊電流計算 以系統容量為基準值經過計算得，勉縣凱迪電廠機組允許的沖擊電流倍

31、數為1.18倍，而實際承受的沖擊電流為2.08倍，遠超過允許倍數，故任何情況下禁止機組與系統非同期并列。6系統繼電保護及安全自動裝置本次繼電保護設計，是在系統一次推薦方案的基礎上進行的。即勉縣凱迪電廠以一回110kV線路“T”接定軍黃沙線路，新建“T”接線路長約1km。勉縣凱迪電廠110kV電氣主接線為線變組接線；10kV采用單母線接線。6.1相關系統繼電保護現狀黃沙110kV變電站（3×31.5MVA）的110kV采用單母線分段接線，共有四回出線，至武侯變兩回，至定軍變、陽春橋變各一回；武侯至黃沙兩回線配置的是光纖電流差動保護；黃沙至陽春橋線路配置的是高頻距離保護，該線路T接堯柏水

32、泥專用變（配置有三端光纖電流差動保護，按距離運行）。定軍110kV變電站（2×20MVA）的110kV采用單母線分段接線，目前有三回出線，至勉縣變、勉縣西牽、黃沙變各一回；定勉線配置的是943A型光纖電流差動保護裝置，定軍變至定軍牽引變線路配置的是941A型微機距離保護裝置，定黃線配置的是943A型光纖電流差動保護裝置，定黃線目前為定軍變側開關打開，為定軍變的備用電源線路；定軍變電站配置有ISA-367G型微機分段保護裝置、微機故障錄波裝置、低周低壓減載裝置。6.2繼電保護配置方案6.2.1繼電保護配置原則勉縣凱迪電廠接入系統設計繼電保護配置原則按照“繼電保護和安全自動裝置技術規程”

33、及“國家電網公司輸變電工程典型設計二次系統部分”的有關規定進行。6.2.2繼電保護配置方案（1）110kV線路保護勉縣凱迪電廠接入系統后，黃定線改為三端光纖電流差動保護，線路三側應選用與線路對側相同型號的保護裝置。電流差動保護使用專用纖芯的光纖通道。（2）重合閘方式經計算，勉縣凱迪電廠與系統非同期并列時，發電機承受到的最大沖擊電流倍數超過發電機允許的沖擊電流倍數，因此禁止電廠與系統非同期并列。勉縣凱迪電廠“T”接黃定線，正常方式采用勉縣凱迪電廠側檢同期黃沙變側檢無壓的重合閘方式。6.2.3 安全自動裝置電力系統的安全運行，除與一次系統的網架結構，繼電保護的快速，正確動作有關外，還應裝設安全自動

34、裝置，以防止系統穩定破壞或事故擴大。（1）根據電力系統安全穩定控制技術導則的要求，勉縣凱迪電廠與系統的解列點設置在勉縣凱迪電廠110kV出線開關處和發電機出口處。在勉縣凱迪電廠應配置一套過頻過壓和低頻低壓解列裝置，當系統發生故障時，解列裝置將勉縣凱迪電廠發電機與系統解列，待系統恢復正常后，勉縣凱迪電廠再并網運行。（2）黃定線目前為定軍變側開關打開，黃定線為定軍變的備用電源線路，定軍變側宜配置一套備用電源自動偷竊裝置。6.3 設備匯總勉縣凱迪電廠接入系統繼電保護設備清單見表61。表61 勉縣凱迪電廠接入系統保護設備清單及投資估算表序號設備名稱安裝地點及數量單價（萬元）合計（萬元）勉縣凱迪電廠黃沙

35、變定軍變1三端光纖電流差動保護（專用纖芯）1面1面1面12362解列裝置柜1面10103110kV線路電壓互感器1臺1臺3124備用電源自投裝置1面10104總計：66萬687系統通信7.1 概述本次系統通信設計，是在系統一次推薦方案的基礎上進行的。即勉縣凱迪電廠以一回110kV線路“T”接定軍黃沙線路，新建“T”接線路采用架空線路，長度長約1km。7.2 調度管理及對系統通信的有關要求勉縣凱迪電廠受陜西省調和漢中地調的調管。系統通信設計，應滿足陜西省調和漢中地調對電力調度電話、通信調度電話、生產管理電話、繼電保護、調度自動化對通道的要求。勉縣凱迪電廠至陜西省調和漢中地調的通道數量各共需10條

36、，其中：電力調度2條、通信調度2條、生產管理2條、遠動通道2條、電量通道1條、會議電話1條。7.3 漢中通信系統現狀1）漢中地區，目前已經建有光纖環網電路，分別在漢中供電局、北郊變、330kV漢中變(向徐家灣變、鋪鎮變分支)、紅河變(向小寨變分支)、鑫源變、西郊變、草堰塘變(向陽春橋變延伸)、大河坎變、東郊變(向圣水變分支)建站。均采用SDH-155Mbit/s光傳輸設備。光纜芯數12芯。2）還建設有東、西部兩條光纖電路，西部光纖電路分別在海紅變、定軍變、勉縣變、高潮變、賈旗寨變建站；東部光纖電路分別在城固變（向司家鋪變、城化變分支）、謝村變（向四零五變分支）、洋縣變、貫溪變建站。均采用SDH

37、-155Mbit/s光傳輸設備，光纜芯數12芯。3）另外，在紅定線改造工程中，將同期建設定軍變-紅河變的OPGW光纖通信電路，光纜芯數24芯。4）隨330kV勉縣（武侯）變110kV送出工程的建設，將同期建設330kV武侯變至220kV勉縣變、330kV武侯變至高潮變、330kV武侯變至勉紅線分歧塔、330kV武侯變至黃沙變的光纖通信電路，光纜芯數24芯；還需建設海紅變至110kV定黃線T接點的光纖通信電路，光纜芯數48芯。均采用SDH-155Mbit/s光傳輸設備。5）隨330kV略勉漢光纖通信工程和330kV勉縣（武侯）變工程的建設，將同期建設330kV略陽電廠-武侯變-漢中變的OPGW光

38、纖通信電路，除略陽電廠側采用SDH-622Mbit/s光傳輸設備外，武侯變、漢中變均采用SDH-2.5Gbit/s光傳輸設備，光纜芯數24芯。6）隨330kV勉縣（武侯）變工程的建設，將建設漢中變-北郊變-漢中地調的ADSS光纖通信電路。均采用SDH-2.5Gbit/s光傳輸設備，光纜芯數24芯。7) 另外，隨著330kV硤石變工程的實施，即將建設330kV漢中變-330kV硤石變-330kV馬營變的OPGW光纖通信電路，光纜芯數36芯，采用SDH-2.5Gbit/s光傳輸設備。8）隨110kV略硤勉線路改造工程的建設，將擬建設略陽電廠-峽口驛變-勉縣變的OPGW光纖通信電路。均采用SDH-6

39、22Mbit/s光傳輸設備，光纜芯數24芯。9)隨著海紅變增容改造工程的建設，將建設海紅武侯的OPGW-24芯通信電路。主干通信電路現狀圖參見圖71：圖7-1 漢中電網主干通訊電路圖7.4 主干通信電路為滿足勉縣凱迪電廠接受陜西省調和漢中地調調管的需要，本工程擬采用光纖通信方式。新建勉縣凱迪電廠黃沙變光纖通信電路，勉縣凱迪電廠通過本次新建光纖通信電路，溝通與陜西省調及漢中地調的通信。7.4.1勉縣凱迪電廠黃沙變光纖通信電路本次建設勉縣凱迪電廠黃沙變光纖通信電路。沿的新建勉縣凱迪電廠“T”接黃定線段，以及“T”接點至黃沙變段架設，合計長度約3km，采用ADSS光纜；綜合考慮保護、信息網絡及光通信

40、組網等傳輸的需要，本期ADSS光纜芯數按24芯選定。本次需在勉縣凱迪電廠配置SDH-155Mbit/s光端機1臺，在黃沙變已有光傳輸設備上增配SDH-155Mbit/s光板2塊對勉縣凱迪電廠方向，在勉縣凱迪電廠和漢中地調各配置智能PCM終端1臺；本工程新建ADSS-24芯光纜路由長度3km，站內光纜1km（勉縣凱迪電廠側0.5km，黃沙變側0.5km）。7.5其他專業對通信的要求7.5.1系統保護對通信的要求根據保護專業需要，勉縣凱迪電廠“T”接黃定線，需各提供一條保護通道，擬以專用光纖纖芯通道傳輸。7.5.2調度自動化專業對通信的要求根據調度自動化專業要求，通信專業需給調度自動化專業提供以下

41、通道： （1）勉縣凱迪電廠至陜西省調和漢中供電局調度中心，需各提供2條遠動通道，主通道采用2M數字通道（最終），備用通道采用V.24或4線E/M接口。（2）勉縣凱迪電廠至陜西省調和漢中供電局計量主站，需各提供2條計量通道，主通道采用2M數字通道（與遠動合用），備用通道采用V.24或4線E/M接口。7.6 通信電源根據國家電網公司輸變電工程典型設計110kV變電站二次系統部分要求，通信電源應設置一套48V通信高頻開關電源系統。設計擬為勉縣凱迪電廠配備高頻開關電源1臺，輸出容量為100A的直流系統，200Ah免維護蓄電池1組。7.7通信機房及輔助建筑設施勉縣凱迪電廠通信設備布置在主控室空屏位。本期

42、工程設備占5個屏位，需配置SDH-622Mbit/s光端機1臺、智能PCM終端1臺、綜合配線柜1個、智能高頻開關電源1套、免維護蓄電池1組。黃沙變利用原有通信電源、通信機房及輔助建筑設施。漢中地調利用原有通信機房及輔助建筑設施，擬在原機房加裝智能PCM終端1臺。7.8 設備匯總本工程所需主要設備及各廠、站分布詳見表71。表71 主要光纖通信設備匯總表序號名稱型號及規范單位數量廠站設備分布勉縣凱迪電廠黃沙變漢中地調陜西省調1光端機SDH-622Mbit/s臺112光接口板SDH-622Mbit/s塊223PCM臺2114機柜19英寸2200mm臺2115自承式光纜ADSS-24芯km36自承式光

43、纜ADSS-24芯（站內）km10.50.57保護用光纜普通ADSS-6芯km2118綜合配線架ODF48、DDF48、VDF200臺119光配模塊ODF36塊1110音配模塊VDF200回塊2111高頻開關電源48V/100A套1112免維護蓄電池組48V/200Ah組1113DC/DC電源變換裝置套1114電力電纜km20.50.50.515音頻電纜km1.50.50.516PVC等km10.50.57.9投資估算按照現行價格估算，本工程通信設備投資總計約110萬元，具體見表72。表72 光纖通信設備投資估算表 單位：萬元序號名稱型號及規范單位數量單價合計1光端機SDH622Mbit/s臺

44、125252光接口板SDH622Mbit/s塊25103PCM臺26.5134機柜19英寸臺2125自承式光纜ADSS-24芯km34126自承式光纜ADSS-24芯（站內）km1337保護用光纜ADSS-6芯km2248綜合配線架ODF48、DDF48、VDF200臺1339光配模塊ODF48塊11110音配模塊VDF200回塊21211高頻開關電源48V/100A套13312免維護蓄電池組48V/200Ah組144表72（續） 光纖通信設備投資估算表 單位：萬元13DC/DC電源變換裝置套12214電力電纜km21215音頻電纜km1.52316PVC等km11117省調接口費1018地調

45、接口費1019總計1108系統調度自動化8.1概述本次調度自動化設計，是在系統一次推薦方案的基礎上進行的。即勉縣凱迪電廠以一回110kV線路“T”接定軍黃沙線路，新建“T”接線路長約1km。勉縣凱迪電廠110kV電氣主接線為線變組接線；10kV采用單母線接線。8.2設計依據及范圍8.2.1設計依據勉縣凱迪電廠接入系統調度自動化的內容深度和主要設計原則按照以下文件為設計基礎資料：（1）電計1997580號電力系統聯網可行性研究內容深度規定。（2）DL5003-91電力系統調度自動化設計技術規程（3）DL5002-91地區電網調度自動化設計技術規程。（4）DL/448-2000電能量計量裝置技術管

46、理規程。（5）陜西電力系統內部模擬市場及承包經營責任制試行辦法。（6）本報告電力系統一次部分。8.2.2設計范圍本設計包括調度管理、遠動系統、遠方電能量計量、調度數據網和投資估算等。8.3主要設計原則（1）勉縣凱迪電廠以110kV等級接入系統，考慮電廠本體及相關廠站調度自動化設備。（2）若采用不設獨立的遠動終端RTU方式時，要求電廠當地計算機監控系統必須具備將調度有關實時信息和數據遠傳至陜西省調和漢中地調功能。反映電廠運行工況的遠動信息應遵循直調直采的原則，直接從計算機監控系統的測控單元獲取陜西省調、漢中地調所需的遠動信息，向調度端傳送。（3）電廠內應配置計量計費系統。電能量計量計費關口設置原

47、則應符合陜西電力公司有關文件規定；計費關口點的電能量由其電能量計量計費系統主站直接采集，電能量信息采用調度數據網、專線和電話撥號互為備用的方式傳送至主站系統。（4）嚴格遵循現行有關國標、行標、安全防護要求等規定。8.4調度自動化系統現狀及接入系統要求8.4.1調度自動化現狀陜西省調和漢中供電局調度中心（以下簡稱漢中地調）均采用國電南瑞研制開發的調度自動化系統。具有SCADA/EMS/PAS/DTS/TMS等功能，具有調管范圍內廠站的遠動化功能和電能量統計與處理功能。黃沙110kV變電站為運行的系統綜合自動化變電站。8.4.2電廠接入系統要求本期勉縣凱迪電廠接入漢中地區電網，要求電廠和相關廠站實

48、現遠動化及電能量數據上傳調度。而且，陜西省調和漢中地調自動化系統主站接入勉縣凱迪電廠時，除相應增加硬件接口設備外，還應考慮建立相應調度有關數據庫、畫面及系統網絡拓撲和應用軟件的修改。8.5調度管理勉縣凱迪電廠以110kV電壓等級接入漢中電網，根據電網調度管理規程規定：統一調度、分層管理的原則；電廠的主設備，包括機、電設備，電廠和相關廠站的110kV聯絡線路、斷路器等均由陜西省調直接調度，漢中地調間接調度；要求有關遠動信息和電能量數據傳送分別直接傳送到陜西省調和漢中地調。8.6系統遠動8.6.1遠動信息勉縣凱迪電廠和相關廠站的遠動信息直接送漢中地調，具體內容如下：8.6.1.1勉縣凱迪電廠（1）

49、遙測量發電機出口、110kV聯絡線功功率、無功功率、電流、有功/無功電能量；發電機端電壓、頻率。（2）遙信量調度范圍內所有斷路器位置信號、與運行方式有關的隔離開關位置信號、與系統有關的線路保護及重合閘動作信號，以及發電機、升壓變保護信號，安全自動裝置動作信號、機組開停機信號、反映系統解列運行的事件信號等。（3）遙調、遙控（預留功能）8.6.2遠動通道陜西省調和漢中地調直接采集有關實時遠動信息，遠動通道按數據通信和常規遠動通道互為備用的方式，傳輸采用DL/T634.5104-2002規約、DL/T634.5101-2002規約、DNP3.0規約。數據通道傳輸速率為2Mbit/s；模擬通道傳輸速率

50、為1200bit/s以上。在信噪比為17dB時，通道的誤碼率應不大于10-5。8.6.3遠動系統方案（1）勉縣凱迪電廠遠動信息采集與電廠計算機監控系統共享信息資源，盡量利用計算機監控系統所采集的信息，節約投資。本設計不考慮在勉縣凱迪電廠配置獨立的遠動裝置，遠動裝置與電廠計算機監控系統統一考慮，要求變電站監控系統設置兩臺遠動工作站，由遠動工作站向地調傳送信息；同時為滿足發展的需要，要求遠動工作站具備與調度端實現計算機網絡通信的功能。（2）遠動信息遠傳應采用數據網絡和常規遠動傳輸相結合的方式。計算機監控系統配有與電力數據網的接口，軟硬件配置能支持聯網的通信技術以及通信規約的要求。8.7遠方電能量計

51、量勉縣凱迪電廠上網，應滿足電網商業化運營的要求，配置電能量計量計費設備。8.7.1計量點設置（1）上網關口計費點應設在資產分界點處，聯絡線對側為關口考核計量點；根據本工程實際情況，關口計費點設在勉縣凱迪電廠110kV線路出線側（主副表配置），關口考核點設在110kV定黃線路兩側。（2）勉縣凱迪電廠廠用分支（含啟備變），即廠用變高壓側應設置為下網計費關口。（3）勉縣凱迪電廠考核計量點還包括：各發電機出口、廠用變高壓側。8.7.2電能表配置及功能（1）根據DL/T448-2000電能量計量裝置技術管理規程的要求，計費關口電能表和計費關口考核電能表采用智能電能表，并具備電壓失壓計時功能；準確度等級有功電能表為0.2s，無功電能表為2.0；計量互感器的準確度等級電流互感器為0.2s，電壓互感器為0.2，PT二次回路電纜壓降應小于其額定二次電壓的0.2%；CT要求專用線圈、PT要求專用線圈。考核電能表準確度等級有功電能表為0.5s，無功電能表為2.0。（2）電能計量裝置應滿足國家電網公司電能計量裝置通用設計以及DL/T614多功能電度表的要求。（3）電廠設置獨立計量屏，計量屏內設置交直流兩用輔助電源。8.7.3電能量采集裝置及功能本期勉縣凱迪電廠配置電能量遠方終端一臺，布置在計量屏上；黃沙變和定軍變利用原有電能量遠方終端。通信滿足D