《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1.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《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1.doc（40页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
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
2、 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11.1 电力系统现状11.2 电力市场需求预测及分析11.3 工程建设必要性91.4 电厂接入系统方案设
3、想101.5 系统对电厂的要求142 系统继电保护及安全自动装置172.1 一次系统概况172.2 系统继电保护配置原则172.3 系统继电保护配置方案182.4 安全自动装置222.5 系统保护与相关专业的配合222.6 系统继电保护设备表233 调度自动化243.1 工程概况243.2 调度关系243.3 远动信息内容243.4 远动装置253.5 自动发电控制(AGC)253.6 自动电压控制(AVC)方式263.7 功角测量装置(PMU)273.8 远方电量计量装置283.9 发电报价系统293.10 电网调度管理信息系统(DMIS)293.11 电力调度数据网接入设备293.12 二
4、次系统安全防护设备293.13 自动化信息传输通道293.14 调度端设备293.15 设备清单304 通信部分304.1 系统通信304.2 厂内通信321 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12
5、664MW。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
6、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(4600MW)、江阴电厂(2600MW)、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
7、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
8、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
9、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、%年份方案2011实际201220132014201520162020年均增长率十二五十三五高方案负荷2443527800313003470038400412405380011.67.0电量151616871870206522702438316011.56.9中方案负荷2443527860311
10、003430037000400005200010.87.0电量151616511843203222122388308311.06.9低方案负荷244352641028990314503420035858424909.04.4电量15161523164317651905201224427.75.11.2.1.2 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
11、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年份方案2011实际2014201520162020年均增长(%)十二五十三五福州负荷514669
12、70766082301050010.66.5电量29537941945361810.28.1福建北部(福州三明南平宁德)负荷101881427415385164782095910.86.4电量609811885950124611.57.1福建中部(莆田泉州)负荷720496091030311145141669.86.6电量42858163168286610.06.5福建南部(厦门漳州龙岩)负荷70441041711312123771687511.78.3电量40155861367090812.08.21.2.2 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
13、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。根据福建省“十二五”能源、电力等专项规划项目安排，福建省20122020年大型电源建设项目见表1.2-3。表1.2-3 福建省20122020年大型电源建设项目表单位：MW序号电厂201220132014201520162020已核准及已有路条电源项目2仙游抽水蓄能3003006003宁德核电10001000100010004福清核电1000100010003000
14、7PX自备电厂3008厦门抽蓄1400合计16002300260020004400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20002惠安一期20003永安煤矸石6004邵武电厂扩建12005莆田火电厂20006古雷一期12007江阴二期20008周宁抽水蓄能电站12009永泰抽水蓄能电站120010陆上风电项目130011海上风电项目50012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
15、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25003000MW。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、
16、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
17、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21000MW机组20132014年参加平衡，福建电网2015年、2016年电力缺额仍将分别达约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201
18、6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201220132014201520162020一、系统需要容量3231836076397884292046400603201.年最高负荷2786031100343003700040000520002.控制月最高发电负荷(8月)2786031100343003700040000520003.备用容量(含负荷事故检修备用)445849765488592064008320二、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3001231334339183667138
19、671421301.水电(为利用容量，含风电)4566460046344667466747262.抽水蓄能30060012001200120026003.火电(含气电、煤电)2514625134250842480424804248044.核电0100030006000800010000(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3121232534351183787139871433301.水电(为利用容量，含风电)456646004
20、6344667466747262.抽水蓄能30060012001200120026003.火电(含气电、煤电)2634626334262842600426004260044.核电0100030006000800010000(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20132014年参加平衡(一)省内参与平衡电源容量3121233534371183987141871453301.水电(为利用容量，含风电)4566460046344667466747262.抽水蓄能3006001200120
21、0120026003.火电(含气电、煤电)2634627334282842800428004280044.核电0100030006000800010000(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20132014年参加平衡，考虑区外受电(一)省内参与平衡电源容量3190235034386184287144871569481.水电(为利用容量，含风电)4566460046344667466747262.抽水蓄能30060012001200120026003.火电(含气电、煤电)263462
22、7334282842800428004280044.核电01000300060008000100005.区外来电(根据国网相关规划)690150015003000300011618(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46125155h、50725689h之间；“十三五”分别在43814574h、46855018h之间。表1.2-5 福建电网20122020
23、年电量平衡结果(推荐负荷方案)单位：亿kWh年份项目201220132014201520162020枯水年一、系统需要电量165118432032221223883083二、抽水蓄能损耗1.5366613三、水电发电(含风电)279286294302302314四、核电电量070210385525700五、燃气电量154154154154154154六、需要火电电量121913361380137714121928七、火电发电利用小时数542156895426507250184685平水年一、系统需要电量165118432032221223883083二、抽水蓄能损耗1.5366613三、水电发
24、电(含风电)404411419427427439四、核电电量070210385525700五、燃气电量154154154154154154六、需要火电电量109512101254125212871803七、火电发电利用小时数4867515549334612457443811.2.4 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20132014年参加平衡)，进行分区电力平衡，见表1.2-6。可见：(1) 20122020年福州电网盈余200MW2080MW。(2) 福建北部福州、三明、南平、宁德等电网2015
25、年、2016年盈余分别约14302170MW，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 20122020年福建省分区电网8月大方式电力平衡分析单位：MW年 份项 目201220132014201520162020一、福
26、州电网1.最大负荷57506370697076608230105002.备用容量920101911151226131716803.电源出力75877593859396231162313656(1)110kV及以下电源出力387393393423423456(2)220kV及以上电源装机772077208720972011720137204.福州地区电力盈亏(盈+亏-)91720450873720761476二、北部福州、三明、南平、宁德电网1.最大负荷1174513045142741538516478209592.备用容量1879208722842462263733543.电源出力133401
27、435116351192812128123314(1)110kV及以下电源出力213221432143217321732206(2)220kV及以上电源装机1251613516155161841620416224164.福州、三明、南平、宁德地区电力盈亏(盈+亏-)-284-781-20614342166-999三、莆田、泉州电网1.最大负荷7911879496091030311145141662.备用容量1266140715371649178322673.电源出力8565997911600116341165011682(1)110kV及以下电源出力8079219429769921024(2)
28、220kV及以上电源装机77589058106581065810658106584.莆田、泉州地区电力盈亏(盈+亏-)-612-222453-318-1278-4750四、南部厦门、漳州、龙岩电网1.最大负荷82049261104171131212377168752.备用容量1313148216671810198027003.电源出力8586868787778797880910223(1)110kV及以下电源出力8109111001102110331047(2)220kV及以上电源装机7926792679267926792693264.厦门、漳州、龙岩地区电力盈亏(盈+亏-)-931-2056
29、-3307-4325-5549-93521.3 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，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
30、。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60007000MW、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
31、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
32、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
33、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21000MW机组，终期41000MW。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41000MW，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面需选择5446mm2，以2回48
34、00mm2或3回4630mm2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：方案一：新建2回4800mm2线路接入洋中变，单回线路长约50km，本期一次建成。方案二：一期新建2回4630mm2线路接入洋中变，单回线路长约50km，电厂二期投产时，再新建一回电厂至洋中的4630mm2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。图1.4-1 方案一接线图1.4-2 方案二接
35、线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
36、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。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21000MW机组，终期41000MW。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
37、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
38、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
39、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为了便于保护设备的管理、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
40、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
41、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
42、，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
