锦联二期与一期工程运行方式研究0414联络会后改.docx
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锦联二期与一期工程运行方式研究0414联络会后改
锦联二期与一期工程运行方式研究
(系统二次部分)
中国电力工程
东北电力设计院有限公司
顾问集团
工程咨询单位资格证书
工咨甲20820070008
环境影响评价资质证书
国环评证甲字第1609号
水土保持方案编制资格证书
水保方案甲字第097号
质量管理体系证书
05013Q20041R3L
职业健康安全管理体系证书
05013S20035R2L
环境管理体系证书
05013E20035R2L
2016年4月长春
目次
1总则
1.1设计依据
本设计受锦联铝材有限公司(以下简称“锦联”)委托,报告编制依据上级部门颁发的有关设计技术规程、规定。
主要包括:
a)DL/T5439-2009大型水、火电厂接入系统设计内容深度规定
b)GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程
c)DL/T587-2007微机继电保护装置运行管理规程
d)GB/T50703-2011电力系统安全自动装置设计规范
e)DL5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程
f)DL/T5391-2007电力系统通信设计技术规定
g)中华人民共和国国家发展和改革委员会令第14号电力监控系统安全防护规定
1.2设计原则
a)一次系统接线以《锦联二期与一期工程运行方式研究(电力系统一次部分)》报告中的推荐方案为准。
b)本工程的设计水平年为2016年。
c)锦联二期与一期机组的调度指挥与现状相同,均由东北电力调控分中心委托通辽地调调度管理。
1.3设计范围及内容
a)锦联运行方式改变后系统继电保护配置方案研究;
b)依据初步计算结果,明确锦联运行方式改变后是否需要配置安全自动装置;
c)提出调度自动化等系统的配置方案;
d)提出电量计量系统、AVC、AGC、脱硫脱硝在线监测系统、发电计划检修终端、PMU等配置方案;
e)提出调度数据网接入方案和二次系统安全防护配置方案;
f)根据继电保护、调度自动化系统等对通道的要求,论述现有通信通道建设方案和设备配置是否满足运行要求;
g)系统二次部分的投资估算。
1.4电力系统概况
a)一次系统现状
通辽电网位于东北电网的中西部。
根据负荷、电源布局及网架结构,可分为北部电网和南部电网。
其中,北部电网包括霍(林河)阿(拉坦)500kV系统、霍煤系统以及霍林河、右中、鲁北地区电网;南部电网包括通(辽)科(尔沁)500kV系统、通辽城区以及开鲁、科左后旗、宝龙山地区电网。
截止2015年底,通辽电网共有500kV变电站2座:
阿拉坦变和科尔沁变,各安装2组750MVA主变压器,220kV变电站22座。
地区内主要火电电源包括:
通辽电厂1x600MW+4x200MW机组、霍林河坑口电厂2x600MW机组、通辽盛发电厂2x135MW机组、京科电厂1x330MW机组、霍煤自备电厂2x50MW+2x100MW+2x150MW机组、锦江电厂2x660MW+2x200MW机组。
此外,地区内还有大量风电电源。
b)锦江变现状
锦联铝业系统经220kV锦江变接入通辽北部电网,通过2回220kV线路与220kV南广场变相联(南锦#1、#2线)、通过2回220kV线路与阿拉坦变220kV母线相联(阿锦#1、#2线)。
站内供电负荷线路为锦联#1#4线。
锦江变220kV母线共有三部分,即I、II母线为一期,III、IV母线和V、VI母线为二期。
母线之间的联系如下:
●I、II母线之间、III、IV母线之间、V、VI母线之间均配置母联断路器。
●III、V母线之间、IV、VI母线之间均配置分段断路器。
●I、II母线与III、IV母线间配有联络线(#1联络线),I、II母线与V、VI母线间配有联络线(#2联络线)、两回联络线两侧均配置断路器,但正常运行时断开。
锦联一期2台200MW机组(#1、#2机)升压后接在I、II母线、二期2台660MW机组(#3、#4机)升压后接在III、IV母线,后续2台660MW机组(#5、#6机)升压后将接在V、VI母线。
目前,锦江变的运行方式如下:
●锦江变I、II母线(一期)并列运行,与主网联络线为2回220kV锦联南广场变,正常情况下系统为负荷供电250MW左右。
●锦江变III、IV和V、VI母线(二期)并列运行,与主网联络线为2回220kV锦联阿拉坦变线路,正常情况下系统与锦江变二期的交换功率为0MW。
●现阶段,根据调度的运行要求,与系统联接的一期、二期不允许反送电,锦江变等效为2座220kV变电站运行。
c)锦江变运行方式更改方案
锦联一期和二期220kV母线将实现并列运行。
根据系统一次方案,提出三种运行方案,但由于其中南锦线与主网解列的方案不满足运行要求,因此研究以下两种并列方案:
●方案1:
锦江变6条220kV母线并列运行;
●方案2:
I、III、V母线并列,II、IV、VI母线并列运行,该方案作为推荐方案。
根据系统一次推荐方案(方案2),锦江变新的运行方式为:
正常情况下锦江变所有母联断路器断开,所有分段断路器合闸,#1联络线将I和III母线并列,#2联络线将II和VI母线并列。
从电气联系看,正常情况下锦江变重新分成两部分(本次考虑#5、#6机组及二期负荷暂未投产),具体如下:
●I、III、V母线并列运行,通过2回220kV线路接入500kV阿拉坦变220kV母线,#2与#4发电机组经升压变分别接入I、III母线,铝厂一期二系列负荷通过2回220kV线路(阿锦#1、#2线)接入III母线。
●II、IV、VI母线并列运行,通过2回220kV线路接入220kV南广场变中,#1与#3发电机组经升压变分别接入II、IV母线,铝厂一期一系列负荷通过2回220kV线路接入II母线(南锦#1、#2线)。
在检修情况下,锦江变将可能环并运行,具体环并运行方案见系统一次报告。
通辽地区北部电网地理接线图如图1.4-1所示,锦江变电气主接线及现运行方式如图1.4-2所示,更改运行方式后的锦江变电气主接线及运行方式如图1.4-3所示。
在图1.4-2和1.4-3中,一期一系、一期二系、二期一系和二期二系均为铝厂负荷线路。
图1.4-1通辽地区北部电网地理接线图
图1.4-2锦江变电气主接线及现运行方式图
图1.4-3更改运行方式后的锦江变电气主接线及运行方式图
2系统继电保护
2.1继电保护现状
锦江变(一期)系统继电保护配置现状如表2.1-1所示,锦江变(二期)系统继电保护配置现状如表2.1-2所示。
表2.1-1锦江变(一期)系统保护配置表
序号
设备名称
保护装置型号/厂家
1
220kVIII母线(双套)
SGB750/国电南自
2
南锦#1线第一套
RCS-931BMV/南京南瑞
3
南锦#1线第二套
CSC-103D/北京四方
4
南锦#2线第一套
PRS-753S/长园深瑞
5
南锦#2线第二套
CSC-103D/北京四方
6
锦联#1线第一套
NSR-303G/国电南瑞
7
锦联#1线第二套
PSL-603U/国电南自
8
锦联#2线第一套
NSR-303G/国电南瑞
9
锦联#2线第二套
PSL-603U/国电南自
10
220kVI、II母联
PSL-633U/国电南自
11
#1联络线第一套
PSL-603U/国电南自
12
#1联络线第二套
RCS-931BMLV/南京南瑞
13
#1联络线断路器保护
RCS-923A/南京南瑞
14
#2联络线第一套
PSL-603U/国电南自
15
#2联络线第二套
RCS-931BMLV/南京南瑞
16
#2联络线断路器保护
RCS-923A/南京南瑞
17
安稳装置(双套)
RCS-993E/南京南瑞
18
故障录波器
DRL-600/国电南自
19
继电保护及故障信息子站
PSX610G/国电南自
表2.1-2锦江变(二期)系统保护配置表
序号
设备名称
保护装置型号/厂家
1
220kVIII、IV母线第一套
SGB750/国电南自
2
220kVIII、IV母线第二套
PCS-915GB/南京南瑞
3
220kVV、VI母线第二套
SGB750/国电南自
4
220kVV、VI母线第一套
PCS-915GB/南京南瑞
5
锦联#3线第一套
PSL-603U/国电南自
6
锦联#3线第二套
RCS-931BMV/南京南瑞
7
锦联#4线第一套
PSL-603U/国电南自
8
锦联#4线第二套
RCS-931BMV/南京南瑞
5
阿锦#1线第一套
RCS-931BMV/南京南瑞
9
阿锦#1线第二套
CSC-103D/北京四方
10
阿锦#2线第一套
RCS-931BMV/南京南瑞
11
阿锦#2线第二套
CSC-103D/北京四方
12
220kVIII、IV母联
PSL-633U/国电南自
13
220kVV、VI母联
PSL-633U/国电南自
14
220kVIII、V分段
PSL-633U/国电南自
15
220kVIV、VI分段
PSL-633U/国电南自
16
#1联络线第一套
PSL-603U/国电南自
17
#1联络线第二套
RCS-931BMLV/南京南瑞
18
#1联络线断路器保护
RCS-923A/南京南瑞
19
#2联络线第一套
PSL-603U/国电南自
20
#2联络线第二套
RCS-931BMLV/南京南瑞
21
#2联络线断路器保护
RCS-923A/南京南瑞
22
安稳装置(双套)
CSC-391/北京四方
23
故障录波器
DRL-600/国电南自
24
继电保护及故障信息子站
RMS601/国电南自
2.2系统继电保护配置主要原则
根据《继电保护和安全自动装置技术规程》要求,与本工程相关的继电保护主要原则如下:
a)每回220kV线路应配置2套完全独立的全线速动主保护及后备保护,且2套主保护应采用相互独立的通信通道。
由于光纤通道可靠性较高,因此保护通道尽可能采用光纤数字通道。
分相电流差动保护原理简单、动作快速可靠,在通信通道满足的情况下优先选择分相电流差动保护作为线路主保护。
b)220kV及以上厂站应配置双套的母线保护及双套失灵保护,双套失灵保护功能应分别包含在双套母差保护中,双母线接线的失灵保护应与母线保护共用出口回路,每套保护分别作用于断路器的一组跳闸线圈。
c)220kV及以上母联或分段断路器配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护。
d)为便于事故分析,在主要发电厂、220kV及以上变电站和110kV重要变电站应装设专用的故障录波器。
系统故障录波器考虑接入220kV母线电压、线路电流模拟量信息和继电保护及安全自动装置动作的开关量信息。
故障录波器应满足信息上传至调度主站的要求。
e)为了提高继电保护系统管理和故障信息处理的自动化水平,220kV及以上厂站配置1套继电保护及故障信息处理子站(简称“保护子站”)。
保护子站负责采集厂内继电保护、故障录波及安全自动装置的数据信息,执行管理和分析功能。
保护子站对采集的所有数据信息进行分类、分级后将数据存入数据库。
保护子站经调度数据网将保护及故障录波信息上传至调度主站。
2.3新运行方式下系统保护装置配置分析
2.3.1站内220kV联络线路保护
锦江变站内有#1、#2联络线,线路长度短,其中#1联络线距离长度小于100米、#2联络线距离长度小于300米。
根据表2.1-1和表2.1-2可知,#1联络线和#2联络线均配置了双套线路保护和一套断路器辅助保护,线路保护通道型式为专用光纤芯。
上述联络线保护配置的电流差动主保护功能可适应新运行方式,但是存在以下问题:
由于两段联络线距离较短,线路后备保护无法整定,不利于运行管理。
针对到联络线距离较短的问题,本次设计提出为#1联络线和#2联络线分别配置双套短引线保护作为联络线主保护的新方案。
短引线保护通过电缆直接采集联络线路两侧CT电流。
常规短引线保护装置通常仅能设置1组CT变比(即要求与短引线保护相关的两组断路器CT变比一致)。
目前,锦江变#1联络线两侧CT具体配置如下:
●锦江变#1联络线:
一期侧CT的额定变比为2x1250/1A,#1联络线二期侧CT的变比为2×2000/1A;
●锦江变#2联络线:
一期侧CT的额定变比为2x1250/1A,#2联络线二期侧CT的变比为2×1500/1A。
可见,锦江变#1联络线和#2联络线两侧CT变比不一致,故#1联络线和#2联络线均配置双套两侧CT可设置不同变比的短引线保护。
2.3.2220kV系统线路和负荷线路保护
在表2.1-1和2.1-2中列出的锦江变220kV系统联络线、负荷供电线均双套配置分相电流差动保护,线路保护包含主保护及完整后备保护,每套线路保护利用不同的光纤通道(或不同光纤芯)传输保护信息,满足配置要求,不需要新增。
其中南锦#1线、南锦#2线、锦联#1线#4线(负荷线路)的双套保护使用专用光纤芯传输保护信息,阿锦#1线、阿锦#2线的双套保护使用复用2M通道传输保护信息。
2.3.3220kV母线保护
锦江变I、II母配置有双套由国电南自公司生产的SGB750型母线保护装置,III、IV母和V、VI母分别配有由国电南自公司生产的SGB750型和由南瑞继保公司生产的PCS-915GB型母线及断路器失灵保护装置,能够满足新运行方式的需求,不需要增设新的设备。
2.3.4220kV分段、母联断路器保护
锦江变所有母联及分段断路器均配置有国电南自公司生产的PSL-633U型断路器保护装置,能够满足新的运行方式的需求,不需要增设新的设备。
2.3.5220kV故障录波器及保护子站
锦江变已配置的DRL-600型系统故障录波装置及SX610G型继电保护及故障信息子站(保护子站)装置能够满足新的运行方式的需求,不需要增设新设备。
本工程新增的短引线保护应能满足接入现有保护子站的要求。
2.4继电保护通道要求
现有保护通道配置足新的运行方式的需求,本工程不新增通道要求。
2.5系统继电保护投资估算
更改运行方式系统继电保护部分的投资估算见表2.5-1。
其它费用包括材料费、施工安装费等,按设备费用的30%考虑。
总投资约为52万元。
表2.5-1系统继电保护投资估算表单位:
万元
厂站名称
项目及设备名称
数量
单价
总价
备注
锦江变
设备费
短引线保护(定制)
4套
10
40
小计
40
其它费用(设备费的30%)
12
合计
52
3系统安全稳定控制
3.1计算条件
根据锦联铝业系统正常运行情况下采用分区推荐方案,#1、#3机组并列运行,装机容量860MW,对应铝厂负荷630MW,通过2回220kV线路接入南广场;#2、#4机组并列运行,装机容量860MW,对应铝厂负荷640MW,通过2回220kV线路接入阿拉坦。
锦联铝业与系统功率交换按照现有调度规定执行,其中南锦#1,#2线正常供电250MW,最大不超过400MW;阿锦#1、#2线正常供电0MW,最大不超过500MW,四回线路均不允许反送电。
与本工程相关的地区电网部分220kV线路导线型号及功率极限如表3.1-1所示。
表3.1-1本工程相关220kV线路导线型号及功率极限
线路名称
线路型号
极限功率(MVA/MW)
备注
南锦#1、#2线
LGJ-300x2
541/487
同塔
阿锦#1、#2线
LGJ-400x2
644/580
同塔
南广场-阿拉坦
LGJ-300x2
541/487
南广场-北沙
LGJ-300x2
541/487
北沙-阿拉坦
LGJ-300x2
541/487
阿拉坦~霍林河#1、#2线
2xLGJ-400
644/580
霍林河出口部分同塔
霍煤自备~霍林河#1、#2线
2xLGJ-400
644/580
霍林河出口部分同塔
3.2锦江变正常运行的计算分析
选取通辽北部电网夏大方式进行系统安全稳定分析,正常方式下潮流如图3.2-1所示。
图3.2-1锦江变分区正常运行方式下潮流图
3.2.1联网运行情况
运行方式改变后,正常方式下两断面与系统交换功率均为零。
根据系统一次部分的结论,当电网发生N-1故障时,电网不存在热稳定问题,锦江电厂不存在同步稳定问题。
当#3机组故障断开或一期一系列甩负荷时,将导致锦南断面超过调度规定的断面潮流限值,需采取切负荷或切机的控制措施。
同理,当#4机故障断开或一期二系列甩负荷时,将导致阿锦断面潮流超过调度规定的限值,需采取切负荷或切机的控制措施。
当#1机或#2机因故障断开时,南锦线或阿锦线断面潮流没有超过断面限值。
3.2.2故障后孤岛方式
a)在#1、#3号机组均开机情况下,当南锦#1、#2线发生跨线故障时,#1、#3机组与一期一系列负荷构成可稳定运行的孤岛,而#2、#4机可与系统保持同步稳定运行。
b)#2、#4机组均开机情况下,当阿锦#1、#2线发生跨线故障时,#2、#4号机组与一期二系列负荷构成可稳定运行的孤岛,而同时#1、#3机可与系统保持稳定运行。
3.3锦江变机组改接母线的运行方式
#3号发电机检修退出运行时,#1机组即使满发出力仍无法满足铝厂负荷的供电需要,需要从公共电网受电超过450MW,超过南锦#1,#2线调度运行控制规定允许范围,考虑到#2、#4机组在满足铝厂一期二系列负荷供电需要后仍有一定富裕,根据一次报告建议,通过调整运行方式将#2机组改接入II号母线中,与1号机组共同为铝厂一期一系列负荷供电,届时电网的过渡运行方式潮流见图3.3-1。
图3.3-1锦江#3机检修时系统潮流图
由图中计算结果可以看出,将#2机组改接入II号母线后,锦联铝业系统2部分负荷均需要从公共电网受入一部分电力。
其中南锦#1,#2号线最大潮流较大,阿锦#1,#2号线潮流较小,在电网线路发生“N-1”故障时均不会发生其他线路的过载现象。
当南锦#1,#2线发生跨线故障后,由#1,#3号机与一期一系列形成的孤岛电力不平衡,需由安全稳定控制装置切除约260MW的负荷,可维持孤岛运行,同时#4机不会失稳。
当阿锦#1,#2线发电跨线故障后,由#4号机与一期二系列型成的孤岛电力不平衡,需由安全稳定控制装置切除约30MW负荷,可维持孤岛运行,同时#1,#3号机不会失稳。
当#1(#2)机组故障断开或一期一系列甩负荷时,将导致锦南断面超过网调规定的断面潮流限值,需通过安全自动装置切负荷或切机。
当#4机组故障断开或一期二系列甩负荷时,将导致阿南断面超过网调规定的断面潮流限值,需通过安全自动装置切负荷或切机。
3.4锦江变安全稳定自动装置现状
3.4.1锦联一期工程安全稳定控制装置
锦联一期工程包括:
锦江变I、II母线,2x200MW机组和一期一系列负荷630MW,锦江变通过2回220kV线路与南广场变相连。
锦联一期工程在锦江变至南广场双回联网线路锦江变侧配置双套安全稳定控制装置,实现低周、低压、高周、高压解列及过负荷解列、失步、逆功率告警切机等功能。
安全稳定控制装置采用双重化配置,分别装于2面屏内,其中每面屏安装1套失步解列装置与1套周波电压异常及过负荷解列、切机装置。
装置根据电网故障情况动作于切机或切南锦#1、#2线。
锦江一期稳控装置采用南瑞继保公司的生产的装置,现已投入运行。
3.4.2锦联二期工程安全稳定控制装置
锦联二期工程包括:
锦江变III、IV、V、VI母线,2x660MW机组和一期二系列负荷640MW,锦江变通过2回220kV线路与阿拉坦变220kV侧相连。
锦联二期工程处理在锦江变配置失步解列装置外,还配置与区域安全稳定控制系统(阿拉坦)进行通信的安全稳定控制装置,锦联二期的稳控装置配置情况如图3.4-1所示。
失步解列装置和安全稳定控制装置均按双重化配置。
图3.4-1与锦江变相关的稳控装置配置
a)阿拉坦变侧安全稳定控制装置与本工程相关的功能如下:
当装置判别出现以下异常情况时,解列阿锦双线:
●阿锦双线过载;
●由于锦江侧机组或负荷异常造成的主变过载;
●母线电压、频率异常。
b)锦联侧稳控系统主要作用:
●判断阿锦双线的过载情况,并根据潮流方向,选择切除机组或负荷;
●在母线电压、频率异常时,也采取相应的措施。
稳控系统采取分布式配置,在锦江变配置稳控主机箱,在负荷侧配置稳控从机箱,与锦江变主机通过光纤互联。
另外由于锦江变稳控装置本地切机出口与机组控制室距离较远,跳机组命令不能直接通过电缆传输,因此采用了信号远传装置(CSY-102),先将硬接点信号转换为光信号,到#3、4机组控制室再转换为硬接点信号实现切机出口。
稳控系统命令传输如图3.4-2所示。
锦联二期稳控装置采用北京四方公司的生产的装置,正在调试,尚未投入运行。
图3.4-2锦联安全稳定控制系统命令传输示意图
3.5安全自动装置配置方案及投资估算
目前,锦联一期和锦联二期工程安全稳定控制方案各为独立系统,相互之间不存在配合逻辑。
锦联一期稳控系统仅接入南锦#1线、南锦2线及#1、#2机组相关数据,锦联二期稳控系统仅接入阿锦#1线、阿锦#2线、锦联#3线、锦联#4线及#3、#4号机组相关数据。
根据上述分析,当锦联变机组、负荷跳闸后导致电源与负荷的不匹配,需要采取切机或切负荷的控制措施。
锦江变在检修情况下的可能出现机组改接母线的运行方式,对系统安全稳定均会产生影响。
在运行方式改变后,原有安全稳定控制系统不满足新的运行方式的控制需求,需对装置进行改造,一二期稳控装置均应接入四台机组的相关信息,同时可对四台机组进行切机控制,稳控装置通过压板投切判断运行方式。
本阶段暂列系统安全稳定系统改造费用60万元。
由于通辽地区的安全稳定问题突出、安全稳定控制系统相对复杂,锦联铝业的运行方式改变后将对通辽北部电网的安全稳定产生新的影响。
因此,建议对新运行方式下有关锦联铝业的安全稳定控制方案进行专题研究,相关系统安全稳定的具体控制方案、装置改造及配置方案、控制策略修改等在专题报告中进行详细研究。
4调度自动化
4.1调度管理关系
目前锦联一期和锦联二期均由东北电力调控分中心委托通辽地调调度管理,机组不参加蒙东电网AGC、AVC控制,远动信息均送至通辽地调和东北电力调控分中心。
对于两种并列运行方案,锦联一期和二期母线均并联运行,按东北电网目前调度管理规定,应作为一个调度厂站接受调度部门的调度管理。
本工程考虑电厂按东北电力调控分中心(委托通辽地调调度管理)和蒙东调控中心两级调度,远动信息送至东北电力调控分中心、蒙东调控中心和通辽地调。
4.2远动信息及传输
4.2.1远动信息
根据《电力系统调度自动化设计技术规程》,电厂向调控中心传送的远动信息内容如下:
a)模拟量
-220kV出线有功功率、无功功率、电压、电流;
-220kV母线电压、频率;
-主变压器高低压侧的有功功率、无功功率、电压、电流;
-发电机出口有功功率、无功功率、电压、电流;
-启备变、高厂变、励磁变和脱硫变有功功率、无功功率
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