张家发电厂电能管理系统规划

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1、张家发电厂电能管理系统的规划大唐国际张家口发电厂（河北张家口075133）胡月夏东升摘要：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

2、/220KV自耦变压器相联（下称联变）。1号机组、1—4号启备变、沙宣线、沙侯线及沙阎一、二线接于220KV系统。2—8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

3、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，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1—4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5

4、00KV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，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

5、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NCS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：4.2.13、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（77

6、P、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

7、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220V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