F1449C-X01-01 神华福建罗源湾储煤发电一体化项目工程 初步设计 电力系统部分--2012.12.18 提交设总版
F1449C-X01-01
神华福建罗源湾储煤发电一体化项目发电厂工程
初步设计阶段
第二卷 电力系统部分
说明
书
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中国电力工程顾问集团
华北电力设计院工程有限公司
2012年12月 北京
批 准: 张道农 李 军
审 核: 冯艳虹 罗克宇 唐振宁 金志民
编 写: 余 丹 纪峰磊 金 叶 杨素云
初步设计总目录
卷册名称 卷册号 第一卷 总的部分 F1449C-A01 第二卷 电力系统部分 F1449C-X01 第三卷 总图运输部分 F1449C-Z01 第四卷 热机部分 F1449C-J01 第五卷 运煤部分 F1449C-M01 第六卷 除灰渣部分 F1449C-C01 第七卷 电厂化学部分 F1449C-H01 第八卷 烟气脱硫、脱硝部分 F1449C-J02 第九卷 电气部分 F1449C-D01 第十卷 仪表与控制部分 F1449C-K01 第十一卷 信息系统及安全防护部分 F1449C-K02 第十二卷 建筑结构部分 F1449C-T01 第十三卷 采暖通风及空气调节部分 F1449C-N01 第十四卷 水工部分 F1449C-S01 第十五卷 环境保护部分 F1449C-P01 第十六卷 水土保持部分 F1449C-P02 第十七卷 消防部分 F1449C-S02 第十八卷 劳动安全部分 F1449C-P03 第十九卷 职业卫生部分 F1449C-P04 第二十卷 节约资源部分 F1449C-A02 第二十一卷 施工组织大纲部分 F1449C-Z02 第二十二卷 运行组织及电厂设计定员部分 F1449C-A03 第二十三卷 工程概算 F1449C-E01
目 录
1 电力系统 ....................................................... 1 1.1 电力系统现状 ................................................ 1 1.2 电力市场需求预测及分析 ...................................... 1 1.3 工程建设必要性 .............................................. 9 1.4 电厂接入系统
方案
气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载
设想 ....................................... 11 1.5 系统对电厂的要求 ........................................... 14 2 系统继电保护及安全自动装置 .................................... 17 2.1 一次系统概况 ............................................... 17 2.2 系统继电保护配置原则 ....................................... 17 2.3 系统继电保护配置方案 ....................................... 18 2.4 安全自动装置 ............................................... 22 2.5 系统保护与相关专业的配合 ................................... 22 2.6 系统继电保护设备表 ......................................... 23 3 调度自动化 .................................................... 24 3.1 工程概况 ................................................... 24 3.2 调度关系 ................................................... 24 3.3 远动信息
内容
财务内部控制制度的内容财务内部控制制度的内容人员招聘与配置的内容项目成本控制的内容消防安全演练内容
............................................... 24 3.4 远动装置 ................................................... 25 3.5 自动发电控制(AGC) .......................................... 26 3.6 自动电压控制(AVC)方式 ...................................... 27 3.7 功角测量装置(PMU) .......................................... 27 3.8 远方电量计量装置 ........................................... 29 3.9 发电报价系统 ............................................... 29 3.10 电网调度管理信息系统(DMIS) ................................ 29 3.11 电力调度数据网接入设备 .................................... 30
3.12 二次系统安全防护设备 ...................................... 30
3.13 自动化信息传输通道 ........................................ 30 3.14 调度端设备 ................................................ 30
3.15 设备清单 .................................................. 30 4 通信部分 ...................................................... 31 4.1 系统通信 ................................................... 31 4.2 厂内通信 ................................................... 32
神华福建罗源湾储煤发电一体化项目发电厂工程初步设计阶段 第二卷 电力系统部分说明书 1 电力系统
1.1 电力系统现状
1.1.1 福建电网现状
福建电网目前最高电压等级为500kV，500kV电网已成为省内南北电力交换及福建与省外联络的主通道，形成了全省500kV大环网和南北双环网的骨干网架，并通过宁德变至浙江双龙变的2回500kV线路并入华东主网。2011年福建电网已投运500kV变电站14座，500kV降压变总容量达19550MVA，已投运500kV线路2900.8km(含与华东联网福建段)，接入500kV电网的电源共12664MW。
2011年福建全社会最高负荷约24435MW，较上年增长约10.5%;全社会用电量约1516亿kWh、较上年增长15.3%。2011年底全省总装机容量37172MW，其中:水电装机11252MW、火电装机25098MW、风电及生物质能装机821MW，水电、火电、风电装机比重为30.3:67.5:2.2(生物质能发电的装机容量并入火电装机中)。
2011年福建500kV电网现状接线见附图一。
1.1.2 福州电网现状
福州市是福建省沿海主要负荷中心之一，2011年福州全社会用电量与最高负荷分别达294.6亿kWh、5146MW，分别较上年增长11.5%、11.0%。目前福州电网主要依靠省网供电，区内除省网主力电源华能一二期电厂(1400MW)、水口水电站(1400MW)、可门电厂(4×600MW)、江阴电厂(2×600MW)、华能电厂三期(1320MW)外，另有地方中小电源装机728MW。
至2011年底，福州电网已有福州、东台、洋中3座500kV降压变，变电总容量4500MVA;220kV变电站25座，总容量912MVA。区域500kV电网已形成莆田,水口,福州,东台,莆田的环网结构。220kV电网已形成以西部水口水电站、东部华能福州电厂、北部福州500kV变电站、南部东台500kV变电站为主电源，沿闽江下游两岸，以福州市区为中心的环网结构，连江、罗源电网形成以500kV洋中变为中心的辐射结构。
根据福州市地理特点，福州电网以闽江为界分成南、北两片电网。北部电网包括市区(除仓山区外)、连江、罗源、闽侯闽江以北的负荷，其余为南部电网负荷。2011年南、北部电网最高负荷分别约2730MW、2410MW。
2011年福州220kV电网现状地理接线见附图二。
1.2 电力市场需求预测及分析
1.2.1 负荷预测
中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司 第 1 页
1.2.1.1 福建省电网负荷预测
自二十世纪九十年代来福建电力市场发展进入快速增长阶段，其中“八五”、“九五”、“十五”全社会用电量年均增长分别为13.9%、9%、13.5%。“十一五”期间全社会用电量、最高负荷年均增长12.3%、10.7%。根据福建省国民经济及社会发展目标，福建省将于2017年前全面实现小康，届时全省城镇化水平超60%，占全省人口总量68%的广大农村地区用电水平大幅提高。尤其是随着中央支持海峡西岸经济区建设力度的加大，两岸关系大环境的突破性改善，使地处对台前沿的福建省面临前所未有的加快发展机遇。随着福建省“两个先行区”建设的加快，“十一五”大规模基础设施建设项目的全面投运后将逐步发挥效益，“十二五”及以后福建省仍将具备高速发展条件和竞争优势，延伸两翼、对接两洲功能将大幅提升，对电力需求将提出更高要求。
根据福建省国民经济发展规划、发展潜力、经济结构调整和工业化进程，并结合2010年以来电力市场快速反弹的发展形势，在综合分析多种电力需求预测结果和负荷特性变化趋势的基础上，提出福建省三个电力市场需求预测方案，见表1.2-1。
“十二五”期间随着全省工业化、城镇化进程的加速，平潭综合实验区等一批新兴发展区域和产业集聚区加快形成，经济、社会的快速发展将推动福建电力需求持续快速增长。本
报告
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以中方案作为推荐方案。
表1.2-1 福建省电力市场需求预测
单位:MW、亿kWh、%
年均增长率 年份 2011实际 2012 2013 2014 2015 2016 2020 方案 十二五 十三五
负荷 24435 27800 31300 34700 38400 41240 53800 11.6 7.0 高方案
电量 1516 1687 1870 2065 2270 2438 3160 11.5 6.9
负荷 24435 27860 31100 34300 37000 40000 52000 10.8 7.0 中方案
电量 1516 1651 1843 2032 2212 2388 3083 11.0 6.9
负荷 24435 26410 28990 31450 34200 35858 42490 9.0 4.4 低方案
电量 1516 1523 1643 1765 1905 2012 2442 7.7 5.1
神华福建罗源湾储煤发电一体化项目发电厂工程初步设计阶段 第二卷 电力系统部分说明书 1.2.1.2 福州电网负荷预测
福州市是全国较早对外开放的省会城市之一，通过二十多年的社会经济发展，已逐步崛起现代化的新兴开放城市风貌。2010年全市常驻人口约691万人，实现国内生产总值3068亿元，比增14.0%。
福州作为祖国大陆离台湾最近的省会城市，将在海峡西岸经济区建设中迎来新的发展机遇。根据福州市政府颁布的《福州市贯彻落实国务院和省委、省政府加快建设海峡西岸经济区决策部署的实施意见》，规划到2020年地区生产总值力争突破万亿元大关，其中到2014年实现人均地区生产总值比2000年翻两番，比全国提前六年、比全省提前三年实现全面建设小康社会的目标。
综合分析福州市电力需求发展历史与现状，结合区域社会经济发展总体规划，在全省负荷预测推荐方案的基础上，根据福建电网近期滚动规划，提出福州市及其它各分区电力市场需求预测推荐方案见表1.2-2。
表1.2-2 福建分区电力市场需求预测方案
单位:MW，亿kWh
年均增长(%) 年份 2011实际 2014 2015 2016 2020 方案 十二五 十三五
负荷 5146 6970 7660 8230 10500 10.6 6.5 福州
电量 295 379 419 453 618 10.2 8.1
负荷 10188 14274 15385 16478 20959 10.8 6.4 福建北部(福州三明南平宁德)
电量 609 811 885 950 1246 11.5 7.1
负荷 7204 9609 10303 11145 14166 9.8 6.6 福建中部(莆田泉州)
电量 428 581 631 682 866 10.0 6.5
负荷 7044 10417 11312 12377 16875 11.7 8.3 福建南部(厦门漳州龙岩)
电量 401 558 613 670 908 12.0 8.2
1.2.2 福建省大型电源建设规划
根据《福建省“十二五”能源发展专项规划》，“十二五”期间福建省将加快骨干电源建设，优化煤电布局，建设鸿山二期等负荷中心支撑电源。加快推进电源结构调整和布局优化，积极稳妥发展核电、加快推进抽水蓄能等调峰电源的建设，大力发展风电等可再生清洁能源，构建以核、火、水、风为主的科学合理的海西电源保障体系。
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根据福建省“十二五”能源、电力等专项规划项目安排，福建省2012,2020年大型电源建设项目见表1.2-3。
表1.2-3 福建省2012,2020年大型电源建设项目表
单位:MW 序号 电厂 2012 2013 2014 2015 2016,2020 已核准及已有路条电源项目
2 仙游抽水蓄能 300 300 600 3 宁德核电 1000 1000 1000 1000 4 福清核电 1000 1000 1000 3000 7 PX自备电厂 300 8 厦门抽蓄 1400
合计 1600 2300 2600 2000 4400 列入福建省“十一五”能源专项规划的已开工的其他电源项目
1 南埔二期 1200
合计 1200 列入福建省“十一五”及“十二五”能源专项规划的其他电源项目
1 罗源一期 1200 列入福建省“十二五”能源专项规划的其它待选电源项目
1 鸿山二期 2000 2 惠安一期 2000 3 永安煤矸石 600 4 邵武电厂扩建 1200 5 莆田火电厂 2000 6 古雷一期 1200 7 江阴二期 2000 8 周宁抽水蓄能电站 1200 9 永泰抽水蓄能电站 1200 10 陆上风电项目 1300 11 海上风电项目 500
神华福建罗源湾储煤发电一体化项目发电厂工程初步设计阶段 第二卷 电力系统部分说明书 12 太阳能发电项目 100
合计 15300
注:此表未包括神华罗源湾电厂
另外，根据国家电网公司规划，“十二五”期间福建电网将通过与华东主网的联网线以及规划的特高压线路接受一定比例的西部水电，初步规划2013年,2015年受电规模约为2500,3000MW。结合工程开展情况，由于福建至浙江联网II通道2015年前投产可能性低，受稳定限制，现有联网线路最大受入电力仅1500MW。所以，本报告2015年前考虑最大受入电力1500MW，2015年最大受入电力约3000MW(考虑2015年投产联网?通道)。
1.2.3 福建省电网电力平衡
(1) 计算水文年:平水年、枯水年。
(2) 系统备用和机组检修安排根据有关规定，并考虑到负荷及装机规模的扩大，计算中备用率取16%(包含负荷备用、事故备用、检修备用)。
(3) 核电机组利用小时数取7000h。
(4) 机组调峰能力:非统调水电和统调径流水电不参与调峰;抽水蓄能电站调峰能力按装机200%考虑;燃机调峰能力取100%;现有火电中300MW级燃煤机组调峰能力取50%，125MW、135MW机组取30%，自备机组不参与调峰;投产较早的华能福州电厂一二期、湄洲湾一厂、后石电厂按50%;100MW级及以下机组按20%;新投运的龙岩坑口二期、永安技改及漳平技改300MW级及600MW级、1000MW级机组调峰能力取60%。
(5) 上半年投产的发电机组，参加当年电力平衡;下半年投产的机组，参加次年电力平衡。
(6) “十二五”期间将逐步退役含邵武电厂在内的370MW小火电机组。
全省电力平衡结果见表1.2-4。由表可见:
在推荐的中负荷方案下，仅计及现有、已核准及已经国家发改委同意开展前期工作的电源项目，则2012年起出现约2300MW电力缺额，至2015年枯水年存在约6200MW的电力缺口;若计入其它已建、在建的“十一五”规划电源，2012年缺额约1100MW，2015年、2016年缺额分别约5000MW、6500MW。即使考虑鸿山二期2×1000MW机组2013,2014年参加平衡，福建电网2015年、2016年电力缺额仍将分别达约中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司 第 5 页
3000MW、4500MW。
需要说明的是，若同时计入鸿山二期和区外来电，“十二五”末福建电网将基本平衡，至2016年存在约1500MW电力缺额。
表1.2-4 福建电网枯水年电力平衡表(推荐负荷方案)
单位:MW
年 份 2012 2013 2014 2015 2016 2020 一、系统需要容量 32318 36076 39788 42920 46400 60320 1.年最高负荷 27860 31100 34300 37000 40000 52000 2.控制月最高发电负荷(8月) 27860 31100 34300 37000 40000 52000 3.备用容量(含负荷事故检修备用) 4458 4976 5488 5920 6400 8320 二、仅考虑现有、已核准、已同意开展前期工作的电源，平衡情况
(一)省内参与平衡电源容量 30012 31334 33918 36671 38671 42130 1.水电(为利用容量，含风电) 4566 4600 4634 4667 4667 4726 2.抽水蓄能 300 600 1200 1200 1200 2600 3.火电(含气电、煤电) 25146 25134 25084 24804 24804 24804 4.核电 0 1000 3000 6000 8000 10000 (二)电力盈(+)亏(-) -2306 -4742 -5870 -6249 -7729 -18190 三、现有、已核准、已同意开展前期工作的电源基础上，再考虑其它“十一五”规划在建电源后平衡情况
(一)省内参与平衡电源容量 31212 32534 35118 37871 39871 43330 1.水电(为利用容量，含风电) 4566 4600 4634 4667 4667 4726 2.抽水蓄能 300 600 1200 1200 1200 2600 3.火电(含气电、煤电) 26346 26334 26284 26004 26004 26004 4.核电 0 1000 3000 6000 8000 10000 (二)电力盈(+)亏(-) -1106 -3542 -4670 -5049 -6529 -16990 四、现有、已核准、已同意开展前期工作及在建电源基础上，鸿山二期2013,2014年参加平衡 (一)省内参与平衡电源容量 31212 33534 37118 39871 41871 45330
神华福建罗源湾储煤发电一体化项目发电厂工程初步设计阶段 第二卷 电力系统部分说明书
年 份 2012 2013 2014 2015 2016 2020 1.水电(为利用容量，含风电) 4566 4600 4634 4667 4667 4726 2.抽水蓄能 300 600 1200 1200 1200 2600 3.火电(含气电、煤电) 26346 27334 28284 28004 28004 28004 4.核电 0 1000 3000 6000 8000 10000 (二)电力盈(+)亏(-) -1106 -2542 -2670 -3049 -4529 -14990 五、现有、已核准、已同意开展前期工作及在建电源基础上，鸿山二期2013,2014年参加平衡，考虑区外受电
(一)省内参与平衡电源容量 31902 35034 38618 42871 44871 56948 1.水电(为利用容量，含风电) 4566 4600 4634 4667 4667 4726 2.抽水蓄能 300 600 1200 1200 1200 2600 3.火电(含气电、煤电) 26346 27334 28284 28004 28004 28004 4.核电 0 1000 3000 6000 8000 10000 5.区外来电(根据国网相关规划) 690 1500 1500 3000 3000 11618 (二)电力盈(+)亏(-) -416 -1042 -1170 -49 -1529 -3372
考虑《福建省“十二五”能源发展专项规划》中的备选火电电源参加平衡，电力缺额均由备选火电补充，电量平衡见表1.2-5。可见，推荐电力市场需求预测方案下，“十二五”福建电网火电装机平水年、枯水年利用小时数在4612,5155h、5072,5689h之间;“十三五”分别在4381,4574h、4685,5018h之间。
表1.2-5 福建电网2012,2020年电量平衡结果(推荐负荷方案)
单位:亿kWh
年份 2012 2013 2014 2015 2016 2020 项目
枯水年
一、系统需要电量 1651 1843 2032 2212 2388 3083 二、抽水蓄能损耗 1.5 3 6 6 6 13 三、水电发电(含风电) 279 286 294 302 302 314 四、核电电量 0 70 210 385 525 700 五、燃气电量 154 154 154 154 154 154 六、需要火电电量 1219 1336 1380 1377 1412 1928 七、火电发电利用小时数 5421 5689 5426 5072 5018 4685 中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司 第 7 页
平水年
一、系统需要电量 1651 1843 2032 2212 2388 3083 二、抽水蓄能损耗 1.5 3 6 6 6 13 三、水电发电(含风电) 404 411 419 427 427 439 四、核电电量 0 70 210 385 525 700 五、燃气电量 154 154 154 154 154 154 六、需要火电电量 1095 1210 1254 1252 1287 1803 七、火电发电利用小时数 4867 5155 4933 4612 4574 4381
1.2.4 福州电网电力平衡
根据推荐的分区电力需求预测方案及电源规划情况(考虑现有、已核准、已同意开展前期工作及在建电源基础上，再考虑鸿山二期2013,2014年参加平衡)，进行分区电力平衡，见表1.2-6。可见:
(1) 2012,2020年福州电网盈余200MW,2080MW。
(2) 福建北部福州、三明、南平、宁德等电网2015年、2016年盈余分别约1430,2170MW，2020年缺额约1000MW，区内电源主要分布于福州、宁德地区，闽西北三明、南平电网属电源缺乏地区。
(3) 从莆田、泉州电网来看，2015年起电力缺额逐步增大，对于推荐的负荷预测方案，2015年、2016年、2020年的电力缺额分别约320MW、1280MW、4750MW。
(4) 从福建南部厦门、漳州、龙岩电网来看，2015年、2016年、2020年的电力缺额分别约4330MW、5550MW、9350MW。
表1.2-6 2012,2020年福建省分区电网8月大方式电力平衡分析
单位:MW
年 份 2012 2013 2014 2015 2016 2020 项 目
一、福州电网 1.最大负荷 5750 6370 6970 7660 8230 10500 2.备用容量 920 1019 1115 1226 1317 1680
神华福建罗源湾储煤发电一体化项目发电厂工程初步设计阶段 第二卷 电力系统部分说明书
年 份 2012 2013 2014 2015 2016 2020 项 目
3.电源出力 7587 7593 8593 9623 11623 13656 (1)110kV及以下电源出力 387 393 393 423 423 456 (2)220kV及以上电源装机 7720 7720 8720 9720 11720 13720 4.福州地区电力盈亏(盈+亏-) 917 204 508 737 2076 1476 二、北部福州、三明、南平、宁德电网 1.最大负荷 11745 13045 14274 15385 16478 20959 2.备用容量 1879 2087 2284 2462 2637 3354 3.电源出力 13340 14351 16351 19281 21281 23314 (1)110kV及以下电源出力 2132 2143 2143 2173 2173 2206 (2)220kV及以上电源装机 12516 13516 15516 18416 20416 22416 4.福州、三明、南平、宁德地区电力盈亏(盈+亏-) -284 -781 -206 1434 2166 -999 三、莆田、泉州电网 1.最大负荷 7911 8794 9609 10303 11145 14166 2.备用容量 1266 1407 1537 1649 1783 2267 3.电源出力 8565 9979 11600 11634 11650 11682 (1)110kV及以下电源出力 807 921 942 976 992 1024 (2)220kV及以上电源装机 7758 9058 10658 10658 10658 10658 4.莆田、泉州地区电力盈亏(盈+亏-) -612 -222 453 -318 -1278 -4750 四、南部厦门、漳州、龙岩电网 1.最大负荷 8204 9261 10417 11312 12377 16875 2.备用容量 1313 1482 1667 1810 1980 2700 3.电源出力 8586 8687 8777 8797 8809 10223 (1)110kV及以下电源出力 810 911 1001 1021 1033 1047 (2)220kV及以上电源装机 7926 7926 7926 7926 7926 9326 4.厦门、漳州、龙岩地区电力盈亏(盈+亏-) -931 -2056 -3307 -4325 -5549 -9352
1.3 工程建设必要性
(1) 满足福建电力市场发展的需要，确保福建电网可靠供电
根据电力平衡测算，按推荐方案负荷，电源规划立足省内平衡时，即使考虑鸿山二期，2015年、2016年福建电网仍存在约3000MW、4500MW的电力缺额。因此，中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司 第 9 页
从电力市场空间上看，结合福建近期负荷发展情况和电厂建设进度，为满足负荷快速发展的需要、保障省内能源供应安全神华罗源湾电厂一期2015年开始投产是必要的。
(2) 进一步改善福建电源结构，提高能源利用效率
福建电网电源装机容量中水电比重大，电源结构不尽合理，水电特别是径流水电所占比例较高，大型火电机组较少，煤耗高的机组比重仍较大。神华罗源湾电厂一期工程2台1000MW超超临界机组的建设，将有利于提高火电比重，进一步改善电源结构，提高福建电力系统能源利用效率。
(3) 提高煤电机组整体调峰能力，缓解福建电网调峰压力
福建电网“十二五”期间将陆续投产宁德、福清核电，同时也在大力发展风电，预计2015年核电、风电装机规模将分别达6000,7000MW、2400MW，这两类电源大规模投运将导致福建电网调峰困难加大。调峰平衡研究表明，“十二五”后期起福建电网将出现调峰缺额。目前福建水电已基本开发完毕，常规煤电的调峰潜力也多已挖掘，迫切需要新增抽水蓄能电站或燃气电厂等调峰电源。但抽水蓄能电站前期工作及建设周期较长，一般都在六年以上，除在建的仙游蓄能电站外，其余站址尚未开展较为深入的前期工作;燃气电厂也容易受气源供应等因素影响其参与调峰运行。神华罗源湾电厂如能在“十二五”后期投产，由于其采用的是百万级机组，爬坡率及调峰经济性都较常规机组有较大提升，具有较好的调峰能力，将能提高煤电机组的整体调峰能力，有利于缓解福建电网的调峰压力。
(4) 煤电一体化电厂可以增强福建的能源安全保障
福建省属于缺能省份，一次能源多为外供。能源结构多元，水电、风电受到天气影响，属于“靠天吃饭”，不确定性大;火电用煤主要依靠海运，台风多发季节又恰逢在迎峰度夏时期，火电厂燃煤安全供应受到考验，所以煤炭基地的建设对福建省的能源供应安全意义重大。而建设煤炭基地的同时，应规划建设配套燃煤电厂，因为煤炭不能长期储存，煤炭长期储存不用，其热值会降低，对于某些煤种，也易自燃。大型煤炭基地的建设，需要同时配套新建大型电厂。
所以福建省需要有稳定燃煤供应的大型煤炭基地和配套的大型电厂以确保能源
神华福建罗源湾储煤发电一体化项目发电厂工程初步设计阶段 第二卷 电力系统部分说明书 安全。本工程为煤电一体化电厂，可以增强福建的能源安全保障。
(5) 促进福州地区尤其是连江县的经济社会发展
根据福州市城市总体规划，福州整体发展的经济结构将由单纯的轻工业为主逐渐向轻重工业并重迈进，充分利用港口资源条件，发展港口工业及其它临海重工业，建设成为海峡西岸经济区先进制造业基地、产业集聚中心。神华罗源湾火电厂的建设可满足福州等福建北部地区经济发展需求，也有利于带动福州地区特别是连江县的开发建设，进一步促进区域国民经济发展，提高人民生活水平。 1.4 电厂接入系统方案设想
神华罗源湾储煤一体化电厂一期建设规模为2×1000MW机组，终期4×1000MW。电厂位于福州市北翼连江县，考虑到电厂单机容量较大，本电厂接入系统主要考虑以500kV及以上电压接入的方案。考虑到电厂终期总容量仅4000MW，采用1000kV送出投资大，经济性差，所以本报告主要考虑500kV接入系统方案。
电厂机组终期额定出力4×1000MW，额定功率因数0.9，厂用电率3.99%(含脱硫)，发电利用小时数按5000h计，经济电流密度取0.9。终期送出线路按经济电流密度截
222面需选择5446mm，以2回4×800mm或3回4×630mm截面的导线可满足电力送出。
根据福建电网的现状和发展规划，结合电厂所处地理位置和可能的供电方向，本工程的接入系统方案考虑如下:
2方案一:新建2回4×800mm线路接入洋中变，单回线路长约50km，本期一次建成。
2方案二:一期新建2回4×630mm线路接入洋中变，单回线路长约50km，电厂二
2期投产时，再新建一回电厂至洋中的4×630mm线路，同洋中,笠里一回线路在洋中变外短接，形成2回至洋中，1回至笠里的终期接入系统方案。
两个方案接入系统方案图分别见图1.4-1和1.4-2。
具体接入系统方案还有待于接入系统设计完成并审查后确定。
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图1.4-1 方案一接线
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图1.4-2 方案二接线
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1.5 系统对电厂的要求
1.5.1 电气主接线
系统对电厂主接线没有特殊要求。电厂500kV电气主接线型式可考虑采用3/2断路器接线。
1.5.2 短路电流水平
电厂500kV电气设备的短路水平暂按63kA考虑。
1.5.3 机组功率因数
电厂机组应具备满负荷时功率因数在0.85(滞相),0.95(进相)运行的能力。 1.5.4 系统调峰对电厂的影响
建议神华罗源湾2台1000MW机组调峰深度按不低于机组容量的65%考虑。 1.5.5 母线通流
建议电厂500kV母线通流容量按不小于3200MVA考虑。
1.5.6 主变短路阻抗
为降低系统短路电流，建议电厂机组升压变选用高阻抗变压器(18%及以上)考虑。
**最终的电厂接入系统方案以及系统对电厂的主要技术要求等以电厂接入系统设计审查意见为准。
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神华福建罗源湾储煤发电一体化项目发电厂工程初步设计阶段 第二卷 电力系统部分说明书 2 系统继电保护及安全自动装置
2.1 一次系统概况
根据系统一次提供的系统方案，神华罗源湾储煤一体化电厂一期建设规模为2×1000MW机组，终期4×1000MW。以500kV电压等级接入系统，发电厂母线采用一个半断路器主接线型式，500kV出线2回，至洋中变电站。
2.2 系统继电保护配置原则
2.2.1 500kV线路保护
每回500kV线路应按近后备原则配置双套完整的、独立的能反映各种类型故障、具有选相功能全线速动保护。配置双套完整的后备保护，完整的后备保护包括三段相间距离、三段接地距离和至少两段零序电流保护。两套主保护分别使用独立的通道传输保护信号。
2.2.2 远方跳闸就地判别装置
对端是一个半断路器接线或发变线组单元接线时，线路本侧应装设远方跳闸就地判别装置，远方跳闸命令需要经故障判别元件动作才能出口跳闸。每套远跳就地判别装置均采用“一取一”加就地判别方式跳闸，分别安装在线路主保护柜上。 2.2.3 过电压保护
根据系统工频过电压的要求，对可能产生过电压的每回线路配置两套独立的过电压保护。当过电压保护装置与远方跳闸就地判别装置一体化时，使用远跳保护装置中的过电压保护。
2.2.4 断路器保护
一个半断路器接线方式下，500kV断路器保护按断路器单元配置，每台断路器配置一面断路器保护柜。断路器保护柜包括断路器失灵保护、重合闸、充电保护、双跳闸分相操作箱。若线路装设出线刀闸，则两组断路器之间的引线区段装设短引线保护，当线路停运，线路刀闸拉开，投入此保护;短引线保护装置按双重化配置，单独按串组屏。
2.2.5 母线保护
220kV及以上电压等级的变电站，如采用一个半断路器接线形式，则每条母线装设两套独立的微机型母线差动保护，均不设复合电压闭锁回路。
2.2.6 故障录波
为便于迅速、准确及时的分析电力系统短路故障和各种异常运行状态以及各种中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司 第 17 页
继电保护装置在事故过程中的动作情况，应配置专用故障录波装置。故障录波装置应按照小型、多台化原则配置。500kV采用3/2接线方式时，原则上按串配置，即每串配置1面故障录波器柜;当发变组单独配置故障录波器时，两个线变串配置一台故障录波器。
2.2.7 故障测距
为了能迅速定位线路故障位置，500kV线路两侧应配置故障测距装置。测距装置以双端行波测距为主，辅助以单端行波测距，两端数据交换宜采用2M通道，线路两侧测距装置应为同一厂家。行波测距装置应能通过电力数据网、专线通道或拨号方式向调度中心传送测距数据。
2.2.8 保护及故障录波信息远传子站
保护设备的管理、故障分析、故障信息综合处理，采集保护和故障信为了便于
息，每个变电站需配置一套保护和故障信息管理子站，同时负责向调度传送站内各保护动作信息及故录信息。保护和故障信息管理子站应配备必要的分析软件，应能方便地与各保护装置及故障录波器进行数据通信，信息子站通过通讯接口统一接入调度数据网，调度部门能及时通过该系统查询站内各保护装置的故障及跳闸信息、保护运行状态及保护定值，并能远方修改保护定值。
2.2.9 仪器仪表
配置保护专用仪器仪表以及相配套的试验电源设备。
2.3 系统继电保护配置方案
由于福建罗源湾储煤一体化电厂的接入系统设计未审查，根据电气主接线方式，系统继电保护配置方案如下，最终配置方案以接入系统设计审查意见为准。 2.3.1 500kV线路保护
对罗源湾储煤一体化电厂,洋中变电站的双回线路:每回500kV线路配置双套分相电流差动保护，保护能反映各种类型故障、具有选相功能。保护利用OPGW光纤通道构成全线速动，双重化的两套纵联保护的信号传输通道不应采用同一根光缆。
保护装置采用快速动作、功耗小、性能完善、具有成熟运行经验的微机保护。每套主保护装置内还应包含完整的后备保护功能。后备保护均采用多段式的相间距
神华福建罗源湾储煤发电一体化项目发电厂工程初步设计阶段 第二卷 电力系统部分说明书 离保护和接地距离保护;为反映高阻接地故障，每套保护装置内还应配置一套反时限或定时限的零序电流方向保护。快速动作的主保护应具有选相功能，保护采用分相跳闸方式，且仅作用于断路器的一组跳闸线圈。每套微机保护应具有故障测距、录波及事件记录功能。
每回线的两套保护分别独立成柜，对需配置过电压保护的线路，所配置的2套过电压保护分别与相应的2套线路保护一道组屏，过电压保护功能含在相应的远方跳闸就地判别保护装置内。对于远方跳闸就地判别保护装置，断路器失灵保护、过电压保护动作、线变组的变压器保护动作等均应启动远跳。
每回线路的两套线路保护，应分别由不同的直流蓄电池组供电。双重化配置的线路主保护、后备保护、过电压保护的交流回路、直流电源、开关量输入、跳闸回路、启动远跳和远方信号传输通道均应彼此完全独立没有电气联系。 2.3.2 500kV断路器保护
每面断路器配置一套断路器保护，含断路器失灵保护、重合闸、断路器分相操作箱，共配置7面断路器保护柜。
断路器保护中的自动重合闸功能配置，主要按单相重合闸方式进行考虑，但能实现三相重合闸、禁止重合闸、重合闸停用几种重合闸方式。
对一个半断路器主接线型式的一回线路相连的两台断路器，应能方便地整定为一台断路器先重合，另一台断路器待第一台断路器重合成功后再重合。如先重合的一台合于故障三相跳闸，则后合的不再进行重合，即两台均三跳。重合闸装置起动后应能延时自动复归，在此时间内应沟通本断路器的三跳回路，重合闸停用或被闭锁时(断路器低气压、重合闸装置故障、重合闸被其他保护闭锁、断路器多相跳闸等)，断路器屏上的保护应准备好三跳回路，在线路保护发出单跳令时，本断路器三跳，而另一台断路器仍能单跳单重。
断路器保护中还应配置断路器失灵保护。断路器失灵保护仅考虑断路器单相拒动的情况，并可检测死区范围的故障。失灵保护起动回路采用相电流判别，由保护单跳出口接点与分相电流元件相串联的方式。需考虑在线路末端故障时，相电流元件有足够的灵敏度。在失灵保护启动后，再瞬时重跳一次本断路器，然后再经一延时进行失灵出口，三跳本断路器三相及相邻断路器，同时，对线路断路器失灵出口，还通过传送远方跳闸信号，跳线路对侧的断路器。对母线侧断路器失灵出口还通过母差保护出口跳失灵断路器所在母线上的相关断路器。
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断路器压力闭锁回路、防跳回路及非全相保护均由就地机构实现。
短引线保护装置按双重化配置，单独按串组屏，本期共配置2面短引线保护柜。 2.3.3 500kV母线保护
本期工程中的每段母线均配置两套完整、独立的微机型母线保护装置，并安装在各自的柜内。
个半断路器主接线方式，均按照单母线的母线保护配置方案考虑。其差动对一
测量元件应为分相式。母线保护应对C.T特性无特殊要求，动作正确性应不受C.T饱和影响，应尽量保持接入保护装置的各个元件使用相同变比的C.T。
双重化配置的母线保护的交流电流回路、直流电源、开关量输入、跳闸回路均应彼此完全独立没有电气联系，每套母线保护独立组成一面柜，每套母差只作用断路器的一组线圈。失灵保护需跳母线侧开关时，通过启动母差保护实现，启动母差需要两付接点同时开入，为防止外来干扰导致误启动母差出口，启动接点必须经大功率继电器插件重动后方可开入。
2.3.4 故障录波器
结合国网公司对于故障录波器的配置指导原则和本工程的电气一次主接线型式，本期工程500kV部分共配置2台故障录波器。
故障录波器采集的信息包括线路、主变、断路器的电流、电压以及直流母线电压等各种模拟量，各种保护装置的动作信息、装置告警信号、操作箱的跳闸出口信号以及断路器的分相辅助接点等各种开关量。
故障录波装置应单独组网，并具备完善的分析和通信管理功能，通过以太网口与保护和故障信息管理子站系统通信，录波信息可经子站远传至各级调度部门进行事故分析处理。
故障录波器有独立的起动元件,并具有将其记录的信息就地输出并向远方传送的功能。故障录波器既可内部独立起动，也可由外部接点起动。故障文件的记录格式应能转化为COMTRADE格式。
故障录波系统能接受站内统一GPS系统的时钟同步信号。
2.3.5 500kV故障测距
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本期配置1面行波测距装置。
测距装置应采用数字式，有独立的起动元件,并具有将其记录的信息就地输出并向远方传送的功能。测距装置应采用高速采集技术、GPS同步技术、计算机仿真技术、匹配滤波技术和小波技术实现以双端行波测距为主，辅助以单端行波测距。
行波测距装置应能通过电力数据网、专线通道或拨号方式与调度中心通信，两端数据交换宜采用2M通道。行波测距装置通过以太网接口接入站内调度数据网进行两端直接通信。
行波测距装置能接受站内统一GPS系统的时钟同步信号。
2.3.6 继电保护及故障信息管理子站系统
全站配置一套保护及故障信息管理系统子站，收集本站的保护及故障录波信息，进行保护规约转换、信息过滤，然后向远方调度站传送信息。
功能要求:
a 保护及故障信息管理子站系统应能与各继电保护装置和故障录波装置进行数据通信，收集各继电保护装置及故障录波装置的动作信号、运行状态信号，通过必要的分析软件，在站内对事故进行分析。
b 保护及故障信息管理子站应能连接各种保护装置，与各继电保护装置、故障录波装置的接口采用以太网口，当有多种通信规约存在时，能实现规约转换，统一到IEC60870-5-103规约。管理子站通过下达网络对时信息，可实现厂内保护与故障录波器的时钟同步。
c 保护及故障信息管理子站系统对保护装置应具有调取查询保护定值、投/退软压板及复归功能;对故障录波装置应具有定值修改和系统参数配置、定值区查看、启动、复归功能。调度中心应能查询站内各继电保护装置和故障录波装置的动作信号、运行状态信号。
保护故障信息远传系统组成一个单独的以太网，在网控楼设置1面管理柜，用于数据通信、存储、分析，设置1面采集柜，用于网控楼保护、录波设备的数据采集，在电子间设置1面采集柜，用于发变组保护设备的数据采集。其中管理柜、采集柜、能提供以太网接口的故障录波器和保护装置直接接入该以太网，不能提供光纤以太网接口的保护装置通过RS-485串口(103规约)采用屏蔽双绞线接入采集柜，不能提供光纤以太网接口和RS-485串口的保护装置将接点量接入采集柜，由采集柜转换后接入该以太网。单控室采集柜与网控楼管理柜间采用光缆连接。 中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司 第 21 页
子站的管理柜通过调度数据网通道(10/100M以太网方式)向主站传送保护故障信息和故障录波器的有关信息。本期工程自动化专业已具备调度数据网接入设备，保护故障信息远传系统的信息传送采用10BASE-T接口接入调度数据网接入设备，通过屏蔽网线相联，数据网接入设备由自动化专业开列，接入数据网络的安全管理由自动化专业考虑。如子站设备经数据网接入设备接入电力数据网时如调度端的主站系统尚未建成开通，则可暂时以2M专线方式通信。
2.3.7 仪器仪表
配置一套保护专用仪器仪表和一面试验电源柜。
2.4 安全自动装置
由于福建罗源湾储煤一体化电厂接入系统设计还未审查，本报告暂列安全自动装置费用，最终配置方案以接入系统设计审查意见为准。
2.5 系统保护与相关专业的配合
2.5.1 对通道的要求
A 每回500kV线路需要传送2个主保护信号、2个远方跳闸信号。
故障测距装置需要1个信息传输通道，对应洋中变电站线路出线方向。 B
C 安全自动装置暂按双重化配置，每套分别对应洋中变电站线路方向各需要1个信息传输通道。
D 传输信息的通道设备应满足传输时间、可靠性的要求:
1)、每回线的2个主保护信号分别使用独立的通道和远方信号传输设备，且通道及加工设备的电源也应互相独立。
2)、传输线路纵联保护信息的数字式通道信号传输时间应不大于10ms。
E、保护用的光电转换接口安装在保护厂家提供的专用光电转换柜上，采用同轴电缆经通信室专用配线架与通讯设备相连，光电转换柜需安装在通讯设备20m以内的范围内。
F(本期在通信机房安装2面保护专用光电转换柜的屏位。每面光电转换柜需提供至少两路同一组的通讯电源。
2.5.2 与监控系统的配合
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系统继电保护的装置动作、告警等重要信息以硬接点方式接入监控系统，同时监控系统以网络的方式直接从各保护装置采集信息。
2.5.3 与电气专业的配合
A、系统保护需要至少5组CT二次线圈，其中:
1) 500kV输电线路故障时系统会出现较长时间的暂态过程，易引起CT饱和，影响保护的正确工作。为减少暂态过程的影响，提高测量精度，线路保护接用TPY级次级。两套线路保护要求使用独立的CT二次线圈。
2) 500kV断路器失灵保护对其动作安全性要求较高，故障切除后要求电流元件快速返回，应选用不带气隙的5P级CT二次线圈。
3) 两套母线保护要求使用独立的CT二次线圈。
4) 对供线路保护、母线保护用的CT二次绕组的安排顺序，应避免出现有“保护死区”的可能。
5) 线路两端的线路保护CT特性及变比应尽量保持一致。
B、500kV线路保护接用线路侧的电容式CVT上，电容式CVT应满足暂态特性的要求。
线路两套主保护需CVT的两个独立Y型接线绕组供电，以实现交流电压回路的双重化。不允许用开口三角接线绕组供保护中的零序电压回路。
C、对断路器的要求:500kV断路器跳、合闸压力闭锁回路由断路器本体实现，要求提供压力降低闭锁重合闸接点;断路器防跳回路以及断路器非全相保护由断路器本体实现。
D、采用全站统一对时，监控系统应具备足够的IRIG-B码(DC)对时接点提供给相应的保护装置。
E、对双重化的保护所需的直流电源，应由两组独立直流蓄电池分别供电，以实现双重化。
2.6 系统继电保护设备表
福建罗源湾储煤一体化电厂系统继电保护设备表 序号 名 称 规格及技术数据 单位 数量 备注 一 500kV系统 1 纵联差动主保护柜一 含完整后备保护 面 2 2 纵联差动主保护柜二 含完整后备保护 面 2 中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司 第 23 页
3 行波测距柜 套 1 4 断路器保护 面 7 5 短引线保护柜 每面柜4套短引线保护 面 2 6 母线保护 微机型 套 4 7 故障录波器 面 2 8 故障信息远传系统 套 1 9 试验仪器仪表 套 1 10 试验电源柜 套 1 11 安全自动装置 含失步解列 套 1 暂列
3 调度自动化
3.1 工程概况
神华罗源湾储煤一体化电厂本期新建2 x 1000MW发电机组，以2回500kV线路接入洋中变电站。电厂500kV电气主接线采用3/2断路器接线。 3.2 调度关系
按照电网分级调度管理的有关规定，神华罗源湾电厂由福建省调调度管理，电厂的远动信息向福建省调传送。最终调度关系待电厂接入系统审查后确定。 3.3 远动信息内容
根据《电力系统调度自动化设计技术规程》以及调度端的要求，本期神华罗源湾电厂远动化范围如下:
3.3.1 遥 测
发电机出口有功功率、无功功率、电流、电压;
主变压器高压侧有功功率、无功功率、电流;
启备变高压侧有功功率、无功功率、电流;
500kV线路有功功率、无功功率、电流、电压;
500kV母线电压及频率;
与AGC有关的机组运行参数(发电机最大、最小允许负荷 、发电机允许变化率等);
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SO2浓度及小时排放量;
氮化物浓度及小时排放量。
3.3.2 遥 信
全厂事故总信号;
所有断路器位置信号;
反映运行状态的隔离开关位置信号;
反映运行状态的接地刀闸位置信号;
500kV线路主保护及重合闸动作信号;
主变保护动作及故障信号、高厂变及启备变故障信号;
汽机跳闸信号;
锅炉跳闸信号;
发电机主要保护动作信号;
机组一次调频投入信号;
自动发电控制(AGC)有关状态信号;
AVC)有关状态信号。 自动电压控制(
3.3.3 遥 调
自动发电控制(AGC)指令;
自动电压控制(AVC)指令。
3.4 远动装置
3.4.1 远动装置方案
本期工程在神华罗源湾电厂内配置当地计算机监控系统(NCS)，远动功能并入计算机监控系统。网络计算机监控系统采用分层分布式网络结构，远动功能由监控系统远动工作站完成，由网络计算机监控系统间隔层测控装置采集电厂和调度端需要的信息(其中模拟量信息以交流采样方式采集)，通过监控系统远动工作站向福建省调传送远动信息，接受并执行省调下发的调节指令，完成AGC/AVC功能。
根据《电力系统调度自动化设计技术规程》要求，远动系统应配备相应的调试仪表。本期工程为电厂开列自动化仪器仪表一套。
3.4.2 远动系统主要技术要求
远动系统应满足远动信息采集和传送的要求，选用性能优良、可靠性高的定型产品。其选型应符合《远动终端通用技术条件》(GB/T 13729)和《微型计算机通用中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司 第 25 页
规范》(GB/T 9813)对远动设备功能和技术的相关要求。主要技术指标及要求如下:
1) 应符合《交流采样远动终端技术条件》(DL/T 630)的相关要求;
2) 可与多个调度端进行数据通信，能接收并执行遥控、遥调命令及反送检验;
3) 具有遥测越死区传送、遥信变位传送、事故信号优先传送的功能;
4) 应有多种远动规约可选，以适宜不同调度端主站的通信要求;
5) 事件顺序记录分辨率不大于2ms;
6) 远动信息的海明距离不小于4;
7) 远动系统的平均故障间隔时间不低于25000小时;
8) 远动系统与通信设备的接口处应设置通道防雷保护器，在防雷击、防过电压和电磁兼容性等方面应符合GB/T 13729的相关要求。
3.5 自动发电控制(AGC)
根据福建电网调度规程规定，单机容量在100MW及以上的火电机组应参加系统调频、调峰。神华罗源湾电厂本期新建发电机组为2x1000MW机组，按照火力发电厂设计技术规程，应配置机炉协调控制设备(DCS)，参加电网AGC调节。 3.5.1 自动发电控制(AGC)方式
神华罗源湾AGC控制方式为直接控制到机组，省调EMS系统下达的AGC指令经由电厂NCS传送到发电机组DCS，输出信号为4,20mA模拟量，机组DCS系统根据此控制信号对机组出力进行调整。AGC控制信号与NCS系统远动信息共用通信接口及通道。
3.5.2 自动发电控制(AGC)对电厂主设备及热工自动化的要求
1) 各机组DCS系统应具有模拟量接口，以接收NCS系统AGC控制单元发出的4,20mA功率设定值遥调信息。
2) 机组可调容量应达到机组额定容量的50%以上。
3) 机组出力调节速度宜为每分钟增减负荷在额定容量的2%以上。
4) 机组DCS系统需向AGC装置提供AGC投入信号。
5) 机组DCS系统在“远方(AGC)”，即AGC控制状态时，必须具备在“当地”状态时同样的保护
措施
《全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观软件质量保证措施下载工地伤害及预防措施下载关于贯彻落实的具体措施
:如限制有功出力范围等。同时应能对接收到的AGC控制信
神华福建罗源湾储煤发电一体化项目发电厂工程初步设计阶段 第二卷 电力系统部分说明书 息进行判断，如接收到的设定值突变、越限、接收NCS系统设定值不在4,20mA范围内等，机组DCS系统具有判断异常并自动转为“当地”控制的功能，同时发出告警信号。
3.6 自动电压控制(AVC)方式
根据《福建电网自动电压控制(AVC)系统技术方案》，电厂的自动电压控制应通过NCS系统实现。
3.6.1 自动电压控制(AVC)方式
电厂NCS系统接收省调AVC主站系统下达的电厂500kV母线目标控制电压值，根据目标控制电压值通过计算自动得出电厂承担的总无功出力(或直接接收省调AVC主站系统下达的总无功功率目标值)，AVC后台机在充分考虑机组的进相运行能力、低励限制、定子及转子电流、厂用电压等约束条件后，将总无功功率合理分配给每台机组，通过AVC控制单元发出增减无功信号给DCS系统，由DCS系统调节机组无功功率，从而使电厂500kV母线电压达到目标控制电压值。AVC控制信号与NCS系统远动信息共用通信接口及通道。
AVC)设备配置 3.6.2 自动电压控制(
电厂每台机组配置AVC测控单元一套，并在集控室配置一台后台机。后台机可通过当地自动控制、当地人工控制或远方自动控制方式实现母线电压自动控制。 3.7 功角测量装置(PMU)
为加强电网运行动态监测，本工程装设一套功角测量系统，包括同步相量测量装置(PMU)和数据集中器等设备。功角测量系统通过PMU装置采集500kV线路、主变500kV侧、新建发电机出口的三相电流和三相电压及发电机内电势信息等，并通过数据集中器向福建省调WAMS主站系统传送。另外，发电厂的一次调频信息也需要通过功角测量装置向调度端上传。
3.7.1 功角测量装置上传信息范围
电厂功角测量装置采集并上传的信息包括:
1) 相量信息
500kV所有线路的三相电压、三相电流
发电机机端的三相电压、三相电流
2) 数字、状态信息
发电机鉴相脉冲
中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司 第 27 页
3) 发电机组调节系统运行工况在线上传需要接入以下信息量
发电机的励磁电压、励磁电流
转速脉冲量
机组调节级压力
协调控制系统中一次调频修正前负荷指令信号
协调控制系统中一次调频修正后负荷指令信号
一次调频动作信号
AVR(励磁调节器)状态信号
PSS(电力系统稳定器)状态信号
3.7.2 功角测量系统组屏方案
本工程功角测量装置采用分散式布置。在网络继电器室配置一面同步相量采集及处理屏，屏上配置同步相量测量装置，并装设数据集中处理单元、交换机等设备，通过该屏采集电厂升压站的同步相量信息，并实现全厂同步相量信息向调度端的上传。
另外，在每个发电机单元控制室分别组一面同步相量采集屏，屏上配置同步相量测量装置(简称PMU)和内电势测量单元，采集发电机出口的同步相量信息和发电机内电势。
单控室同步相量采集屏与网络继电器室同步相量采集及处理屏之间采用光缆进行连接，数据集中处理单元通过电力调度数据网向福建省调WAMS主站传送数据。 3.7.3 功角测量系统对GPS装置的要求
为满足功角测量系统的对时要求，电厂GPS装置必须满足如下条件:
1) 锁星正常情况下，对时信号精度应优于?1us;锁星异常情况下，时钟系统应能继续维持对时信号输出，时间准确度应优于0.92μs /min(55μs /h)。
2) 使用IRIG-B(DC)对时码，统一对时系统的IRIG-B定义必须与标准<
>定义严格保持一致。
3) 对时接口统一采用光纤接口，多模，820nm，ST接口。
4) GPS装置为远动专业功角测量装置提供8口光输出。
神华福建罗源湾储煤发电一体化项目发电厂工程初步设计阶段 第二卷 电力系统部分说明书 3.8 远方电量计量装置
3.8.1 电能计量装置配置方案
本期工程神华罗源湾电厂500kV线路出口、启备变高压侧应按照1+1原则配置远方电量计量表，表计精度为0.2s级;在厂内主变高压侧应按照1+0原则配置远方电量计量表，表计精度为0.2s级。
根据国网公司通用设计要求，每台远方电量计量表还应配置相应的接线盒。另外，计量表的告警信息需接入厂内NCS系统。
3.8.2 电能量远方终端
厂内设置一套电能量远方终端，以RS485串口方式与电度表通在神华罗源湾电
信，采集全厂的电量信息。电能量远方终端以IEC60870-5-102规约向调度端计量主站传送电量信息。电能量远方终端除了能以拨号方式与调度端通信外，还应具备网络传输能力。另外，电能量远方终端与变电站内计算机监控系统也采用RS485串口方式通信，规约可采用IEC60870-5-102规约或IEC60870-5-103规约。 3.8.3 电能量现场监视设备
为实现电厂上网电能量的计量、分时存储、处理及制表打印功能，在电厂内配置电能量现场监视设备一套。通过现场监视设备收集发电厂的电能量数据，进行电厂自身的经济核算工作。
3.8.4 组屏方案
本期工程在电厂网络继电器室内设1面电能量远方终端屏，安装电能量远方终端设备。同时设置2面远方电量计量表屏，安装2回线路、1台启备变高压侧和2台主变高压侧共计8块远方电量计量表及相应的接线盒。网络继电器室远方电量计量表屏与电能量远方终端屏之间通过双绞屏蔽电缆连接。
3.9 发电报价系统
为确保电厂安全稳定运行，使电厂能够在符合电力市场交易规范的前提下，根据电力市场的变化情况，及时合理地调整市场营销策略，合理报价，电厂应预留一套发电报价系统。
3.10 电网调度管理信息系统(DMIS)
根据福建省调的要求，本期工程在神华罗源湾电厂建设一套电网调度管理信息系统(DMIS)。配置DMIS工作站一台，DMIS网络设备(路由器)一套。通过综合数据网与省调DMIS主站连接。综合数据网的通道组织详见通信部分。
中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司 第 29 页
3.11 电力调度数据网接入设备
为满足调度端对电厂数据网络通信的需要，本期工程应在电厂内配置电力调度数据网接入设备2套，每套设备分别包括2台交换机、2台路由器等，以满足电厂端的远动信息、保护故障信息、电能计量、功角测量等实时信息远传至调度端。
本期电力调度数据网接入设备共组屏2面安装，采用电厂220V交流UPS电源供电。
3.12 二次系统安全防护设备
按照《电力二次系统安全防护规定》(电监会5号令)要求，本期工程应当在电厂内设置经过国家指定部门检测认证的电力专用纵向加密认证装置及防火墙等，以确保电力调度数据网的安全运行。
电厂二次系统安全防护设备与厂内调度数据网接入设备统一组屏安装在网络继电器室内，原则上不单独组屏。
3.13 自动化信息传输通道
电厂自动化信息传输通道最终方案待电厂接入系统审查后确定，本期暂定为:
电厂对调度端的主备远动通道均采用电力调度数据网通道。
电厂对调度端的远方电量计量主备通道均采用电力调度数据网通道。
电厂对调度端的PMU信息传输通道采用电力调度数据网通道。 3.14 调度端设备
为满足电厂自动化信息的接收，调度端主站系统均需做相应的软件修改和通信联调，所需费用列入本工程投资。
3.15 设备清单
本期工程调度自动化专业详细清单如下表3-1。
表3-1 调度自动化专业设备清单
序号 名 称 单位 数量 备注
一 神华罗源湾电厂
1 NCS远动工作站 台 2 与监控系统统一考虑
2 远方电量计量系统，包括: 套 1
神华福建罗源湾储煤发电一体化项目发电厂工程初步设计阶段 第二卷 电力系统部分说明书
? 0.2S级远方电能量计量表计 块 8
? 远方电能量终端 台 1
? 电能量现场监视设备 套 1
? 远方电量计量屏 面 3
3 功角测量装置
? 同步相量采集及处理屏 面 1
? 同步相量采集屏 面 2
4 AVC系统 套 1 与监控系统统一考虑
5 电力调度数据网接入设备 套 2
6 二次系统安全防护设备 套 1
7 发电厂报价辅助决策系统 套 1
8 电网调度管理信息系统(DMIS) 套 1
9 自动化仪器仪表 套 1
10 电缆 (型号规格待定) 米 3000
二 调度端
1 福建省调接口费 套 1
4 通信部分
福建罗源湾电厂工程规划建设规模为:电厂装机4×1000MW等级超超临界燃煤发电机组;本期工程建设规模为:电厂安装2×1000MW等级超超临界燃煤发电机组，同步安装建设烟气脱硫脱硝装置;年接卸量1000万吨的煤炭储备基地，经水路、铁路、公路运出。
4.1 系统通信
根据一次系统资料，本工程的接入系统方案暂定为:
2方案一:新建2回4×800mm线路接入洋中变，单回线路长约50km，本期一次建成。
2方案二:一期新建2回4×630mm线路接入洋中变，单回线路长约50km，电厂二
2期投产时，再新建一回电厂至洋中的4×630mm线路，同洋中,笠里一回线路在洋中变外短接，形成2回至洋中，1回至笠里的终期接入系统方案。
4.1.1 系统通信方案
由于二次接入系统方案待完成，暂定电厂采用光纤通信方式送出，电厂至洋中中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司 第 31 页
变建设2条OPGW光缆，以SDH2.5G/ 622M容量接入洋中500kV变，从洋中进入电力系统汇聚层光纤网络至福建省调。本设计暂列电厂本端系统通信部分费用，系统通信最终方案以接入系统设计和审查纪要为准。
4.1.2 电厂端光通信和系统通信设备配置
(1) 光 缆
电厂-洋中变随500kV电力线路新建2条OPGW，线路长度2×50km，采用G.652D光纤，OPGW光缆概算列入电网配套工程中。
(2) 光设备
电厂端配置2台SDH光端机，并配置对洋中500kV变的光接口，电厂端配置1台PCM复用设备，福建中调调度侧配置1台PCM复用设备。
(3) 组网调度交换机
电厂配置一套具有2M组网功能的调度程控交换机，2×2M接入福建电力调度交换网组网节点，该设备与厂内调度交换机合并考虑。
(4) 通信数据网
电厂本期配置一套综合数据网络路由器接入层设备接入福建省电力综合通信数据网络。
(5) 通信监控
电厂本期配置一套通信监测设备端站，实现对电厂系统通信设备的远端监测，接入福建省通信监测主站。
(6) 生产调度会议电视
电厂本期配置一套会议电视终端，经综合数据网传输接入省调的会议电视系统。
(7) 通信电源
根据系统通信要求，电厂配置双套-48V通信电源系统，见厂内通信部分;为了满足维护终端等设备交流供电需要，配置一套3KVA UPS。
电厂端计列调度端设备接口费用。
4.2 厂内通信
厂内通信系统由生产管理通信系统、生产调度通信系统及厂内通信网络等配套
神华福建罗源湾储煤发电一体化项目发电厂工程初步设计阶段 第二卷 电力系统部分说明书 设施组成。
4.2.1 生产管理通信
为满足电厂生产管理通信的需要，厂内安装一套程控数字交换机，参照《火力发电厂设计技术规程》和《火力发电厂厂内通信设计技术规定》中有关规定，考虑到本工程是储煤一体化电厂，本期交换机模拟用户线容量配置为500线，以满足电厂内行政通信的业务需求;考虑到今后电厂机组扩建的要求，设备选型应满足今后扩容需要。
生产管理程控交换机同时兼作调度通信的备用。程控交换机安装在网络楼通信机房。
本期行政程控交换机的中继以出入全自动方式(D0D1+DID)进入当地(电话局)公用网，以2M中继方式接入当地市话局。
#本厂的行政电话可汇接至福建省电力行政交换网，以2M(QSIG、中国1、中国#7信令)数字中继接入。由甲方与福建电力协商有关接入事宜。
4.2.2 生产调度通信
根据电厂运行模式，本工程采用炉、机、电集中控制方式，4台机组合设1个集中控制室。为满足电厂生产调度通信需要，本期安装厂内调度用程控交换机一套，厂内调度程控交换机与系统通信组网用调度交换机合用，本期配置调度交换机容量为128用户线，并有扩容的余地。重要生产岗位除安装调度电话外，并安装行政电话作为备用。
为便于维护管理，调度机主机安装在网络楼通信机房，集中控制室设置2套调度台。
4.2.3 通信电源
为了保证电厂运行的可靠性，电厂本期配置二套独立的-48V通信电源系统，系统通信及厂内通信设备合用两套电源系统。
通信电源采用浮充供电方式，每一套电源系统均由高频开关电源屏和一组蓄电池组成，整流器模块配置为N+1的运行模式，通信高频开关电源选用容量为200A，并配置交流电源屏和直流电源屏。共配置2组阀控式密封铅酸蓄电池，每组容量为500AH;
4.2.4 通信机房
通信机房设在升压站网络继电器楼内，设通信设备机房、蓄电池室、通信值班中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司 第 33 页
室。
通信机房内安装的主要设备有:系统通信设备(光通信SDH、PCM、路由器、通信监控等)、行政程控交换机、调度程控交换机、交、直流电源屏、整流屏、VDF\ODF\DDF配线柜等。
4.2.5 输煤系统通信
本期工程运煤系统按2×1000MW机组建设,二期扩建再新上一套运煤系统。
电厂内不设置煤场，与应急储煤基地共用煤场，燃煤采用海洋船舶运至码头煤炭储运基地，电厂采用皮带运输方式从储煤基地煤场运至电厂的转运站。其中卸煤码头及煤炭储运基地由其它设计院设计，设计分界点设于电厂T1转运站内。
本期运煤系统设有，输煤综合楼、碎煤机室及12个转运站;本期采用带有扩音呼叫功能的调度通信设备，供输煤系统指挥调度生产及事故处理用。可为输煤各生产值班岗位、皮带沿线提供调度命令以及广播找人、生产联络。
初步设计暂按70个话站考虑。
4.2.6 灰场、水源地通信
程设岸边取水泵房，取水泵房位于厂区的东北角。本期敷设电厂至水泵房本工
的通信电缆，沿补充水管道、电气和控制电缆路径敷设，以解决泵房与电厂内的通信联系和检修、调试用。
灰场位于电厂西南侧、距电厂约3km，灰场设置管理站，管理站内设有值班室、检修间、车库及休息室等，为保证灰厂与电厂的通信联络方便可靠，并考虑办公自动化的需求，本工程将敷设12芯光缆，敷设方式为光缆与电厂至灰厂的电力线路同秆架设或地埋敷设，电厂和灰厂两端装设小型接入型通信设备，同时考虑在灰厂安装电信部门电话两部，作为备用。电厂围墙以外部分至灰场的通信线路不包括在本设计中。
厂外通信线路不在本设计范围内。
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主要设备材料清册
数量 序号 设备名称 型号及规格 单位 ##1机 2机 合计 1 厂内通信系统 1.1 生产管理电话交换机 包括500用户线，可扩容至2000线，中继接口，计费系统、维护终端、话务台等 套 1 1.2 调度交换机 128线，可扩容至512线，录音系统、调度台等，与系统调度合用 套 1 1.3 输煤调度扩音通信系统 暂定70用户(含储煤场)，包括扩音话站，配线柜、UPS等 套 1 1.4 通信电源系统 1.4.1 高频开关电源 48V/200A 套 2 1.4.2 交流配电屏 380V/100A 套 1 1.4.3 直流配电屏 48V 套 2 1.4.4 阀控式密封铅酸蓄电池 500AH 48V(每组24只) 组 2 1.5 通信电缆 1.5.1 电话电缆 HYA-200×2 100×2 50×2 30×2 20×2×0.5 km 35 53
1.5.2 电力电缆 VV-1×70 / VV-2×10 km 2 1.5.3 信号电缆 PVV-4×0.75 km 10 1.5.4 电话电缆 HYA-20×2×0.8 km 5 53
1.6 辅助设备 1.6.1 保安配线柜(行政交换机) 2000回(40%保安) 套 1 1.6.2 电缆交接柜 400回(40%保安) 套 2
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数量 序号 设备名称 型号及规格 单位 ##1机 2机 合计 1.6.3 电话机 台 500 1.6.4 数字话机 台 10 1.6.5 特种话机 防爆，抗噪 台 15 1.6.6 电缆分线箱 台 50 1.6.7 通信常用仪器仪表 套 1 1.6.8 市话中继线费用 项 1 1.6.9 无线对讲机50部 项 1 1.7 灰场通信 1.7.1 电厂至灰厂光缆线路 12芯ADSS,与电力线路同路由敷设 km 4 1.7.2 接入型光通信设备 含辅助设备 套 2 1.7.3 灰厂管理站电信电话 部 2 2 系统通信(厂内部分) (暂列，以接入系统为准) 2.1 通信监控设备 套 1 2.2 综合数据网路由器 套 1 2.3 会议电视终端 套 1 2.4 UPS不停电电源 3KVA 套 1 2.5 调度端接口费用分摊 项 1 2.6 系统组网调度交换机 与厂内调度交换机合用 套
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数量 序号 设备名称 型号及规格 单位 ##1机 2机 合计 3 光通信单项工程(厂内部分) (暂列，以接入系统为准) 3.1 光纤通信设备 2.5G 套 2 3.2 PCM一次群设备 30CH 套 2 3.3 网管终端 套 1 3.4 光通信仪表 套 1 3.5 光纤配线柜 套 1 3.6 数字配线柜 套 1 3.7 音频配线柜 VDF 400回线 套 1 3.8 厂区内导引光缆 24芯，无金属阻燃管道光缆，含阻燃PVC套管 km 2 3.9 备品备件 套 1
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浙公网安备 33021202002483