芻議110kV智能變電站技術

國網(wǎng)北京通州供電公司 張國瑞 何方明 李志超

1 某智能變電站概況

某110kV 智能變電站位于縣級境內(nèi)，共計4座110kV 變電站，主變6臺、主變?nèi)萘?14.5MVA；110kV 線路10條，總長度207.8km。整個網(wǎng)絡為輻射狀網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)，使縣域電網(wǎng)運行存在不穩(wěn)定性，當電源節(jié)點發(fā)生故障時，將會影響整個區(qū)域電網(wǎng)的運行效果，存在大面積停電概率。110kV 變電站為無人值班變電站，監(jiān)控系統(tǒng)包含網(wǎng)絡設備、間隔層和站控層三項內(nèi)容，其中網(wǎng)絡設備構(gòu)建全站分層分布式以太網(wǎng)，間隔層可獨立監(jiān)督設備使用情況，站控層具有遠程調(diào)控管理功能。結(jié)合本公司電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，發(fā)現(xiàn)北部電網(wǎng)存在以下問題。

電源供電單一，網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)薄弱。該縣域范圍廣闊，北部110kV 布點較少，本站成為北部唯一的電源供應點。因電源點單一，與N-1供電安全要求不符，加上網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)薄弱、供電范圍大，導致片區(qū)的電壓合格率較低，電能質(zhì)量無法保障；電源點切入線路過長，短期內(nèi)無法新建變電站。該縣北部以耕地、山地為主，不適宜新建變電站，且110kV 變電站更新時間較長，進氣難以通過接入新電源的方式解決電網(wǎng)難題；本站主變壓器容量有限，已經(jīng)達到終期建設規(guī)模，無法采用變壓器增容的方式使負荷壓力得以減輕。

110kV 變電站運行穩(wěn)定性對北部片區(qū)供電能力具有決定性作用。本站建成時間久遠，屬于無人值守變電站，作為北部電網(wǎng)的關鍵節(jié)點，其安全運行能力將會直接影響片區(qū)供電狀況。因電源輸入單一、變壓器過載運行，一旦110kV 側(cè)電源出現(xiàn)間隔設備或越級誤動，都將引起大范圍停電，阻礙片區(qū)的正常生產(chǎn)生活[1]。

2 智能變電站關鍵技術

2.1 一次設備智能化技術

采用光學電壓互感器，在Pockels 效應基礎上利用光源、電光晶體、光纖維準直器等構(gòu)成敏感組件，與檢測電路、探測器一同應用到智能變電站中。技術原理是入射光經(jīng)過起偏器后變?yōu)榫€偏振光，然后經(jīng)過1/4波片形成2正交的線偏振光，因晶體帶有Pockels 效應，偏振光經(jīng)過晶體傳輸后形成相位差，借助檢偏器可使2束線偏振光發(fā)生反應，以光強檢測的方式達到相位檢測效果。待入射光經(jīng)過晶體時，受電場影響出現(xiàn)雙折射現(xiàn)象，兩線偏振光間的相位差受被測電壓影響，二者具有正相關關系：

式中：φ代表的是偏振光波相位差；U代表被測電壓；Uπ代表半波電壓；n代表晶體折射率；γ代表電光系數(shù)；λ 代表晶體厚度；l代表光的傳播長度。因相位測量難度較大，可利用智能檢測技術，將其轉(zhuǎn)換成強度檢測。采用偏光分束棱鏡對兩個偏振光的光強分別檢測，以Pockels 效應為基礎對電場傳遞函數(shù)可用公式表示如式（1）所示，式中：a和b代表的是兩個探測器的入射光強；E0代表的是電場強度；Eπ代表的是外加電場強度；KA和KB為兩個偏振光的光路系數(shù)。通過上述公式計算，可得出探測器光強信號和外加電場間的關聯(lián)，適用于智能變電站，通過設備運行狀態(tài)的在線監(jiān)測，及時發(fā)現(xiàn)并消除故障，提高電氣設備的運營效率[2]。

2.2 二次組網(wǎng)技術

本站站控層網(wǎng)絡利用100M 以太網(wǎng)相連，在技改設計中固定不變，網(wǎng)絡改造以過程層網(wǎng)絡重建為主，可選用的組建形式有以下三種：

點對點連接。與常規(guī)變電站的連接形式較為相似，控制命令、電氣采集量的傳輸無需利用交換機，便可與間隔層交流。以DL/T860系列標準為基礎，借助100M 以太網(wǎng)，利用光纖將站內(nèi)過程層、間隔層連接起來；SV 點對點和GOOSE 組網(wǎng)。SV 選用點對點的方式，利用GOOSE 網(wǎng)絡組網(wǎng)，借助網(wǎng)絡渠道對開關輸入量網(wǎng)絡化處理，并利用通信協(xié)議對采樣信息傳輸內(nèi)容進行規(guī)范，使其滿足新的變電站改造要求；SV 組網(wǎng)和GOOSE 組網(wǎng)。對SV 和GOOSE 網(wǎng)絡全部組網(wǎng)，開關輸入量利用計算機系統(tǒng)傳遞，電氣采集信息能夠在網(wǎng)絡上流通交換，使本站的二次網(wǎng)絡化需求得到滿足，具有網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)簡單、使用接口數(shù)量少、光纜消耗量小等特點。

2.3 自動化系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

站在邏輯層面分析，將智能變電站網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)進行改造形成“三層兩網(wǎng)”結(jié)構(gòu)，其中“三層”是由過程層（變壓器、隔離開關等一次設備和智能元件構(gòu)成）、間隔層（繼電保護組件、調(diào)控設備、監(jiān)控裝置等）、站控層（自動化站級監(jiān)控、通信系統(tǒng)等二次系統(tǒng)），可對本站全部電氣設備信息進行采集和監(jiān)控，還具有故障或異常狀態(tài)告警、信息共享等功能；“兩層”是由過程層、站控層兩個網(wǎng)絡構(gòu)成。與傳統(tǒng)結(jié)構(gòu)形式相比，智能變電站的自動化系統(tǒng)具有接線簡單、網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)清晰、二次設備操作性強，支持數(shù)據(jù)共享等優(yōu)勢，可對接地點狀態(tài)實時監(jiān)控，避免傳輸介質(zhì)或其他因素影響使誤差增加，由此保證系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。

3 智能化改造技術在變電站中的應用方法

3.1 改造思路

本站自從建成以來一次設備運行情況始終良好，作為無人值守變電站，站控層設備利用100M高速以太網(wǎng)與間隔層相連。在本次智能化改造中，遵循一次設備智能化、二次設備網(wǎng)絡化的原則，根據(jù)電壓等級對本站進行區(qū)域劃分，形成高中低三個級別的改造區(qū)域，構(gòu)建“三層兩網(wǎng)”系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，使110kV、35kV 側(cè)網(wǎng)絡能夠獨立組網(wǎng)。本站作為北部唯一的變電站，電源進線單一，運營期間存在諸多安全風險，根據(jù)負荷預測結(jié)果，該站在2020年的主變負載率提高86.5%，存在明顯的過載問題，應考慮新建變電站或新增斷路器的方式使負荷得以改善。

該變電站運行期限依舊，平面布置固化，未提前留置其他變壓器的空間，站內(nèi)設備應根據(jù)變壓器容量選擇類型，為充分發(fā)揮設備應用價值，不準備整體更換一次設備，因此無法通過更換變壓器的方式使過載問題得以改善。該變電站長期無人值守，設備之間的互操作性較弱，存在誤動作、拒動等安全問題，需要在改造中增加在線監(jiān)測系統(tǒng)對設備工作狀態(tài)動態(tài)監(jiān)督，便于及時發(fā)現(xiàn)故障，預防不可逆事故產(chǎn)生[3]。

3.2 解決方案

本站智能化改造的關鍵在于自動化系統(tǒng)結(jié)構(gòu)優(yōu)化，從原本的“兩層一網(wǎng)”朝著“三層兩網(wǎng)”轉(zhuǎn)變，新增過程層相關設備和網(wǎng)絡，構(gòu)建數(shù)據(jù)共享平臺，使電氣設備信息間能夠相互交流，促進系統(tǒng)運行效率提升[3]；針對本站一次設備進行改造，為促進原本站內(nèi)設備的應用價值發(fā)揮，不整體更換組合式設備，提出“一次設備＋互感器＋智能組件”的改造模式，對110kV 側(cè)出線間隔、主變?nèi)齻?cè)進線間隔的互感器進行換新，達到信息化采集目的；利用光纜傳輸使信號精度更高，為二次設備運維提供保障；針對110kV 側(cè)出線間隔斷路器、避雷器等進行在線監(jiān)測，實時采集信息傳遞給后臺，使本站關鍵設備的運行模式、工作狀態(tài)等得到動態(tài)跟蹤，及時發(fā)現(xiàn)故障或異常并妥善處理[4]。

3.3 改造措施

3.3.1 一次設備改造

本站現(xiàn)有互感器為常規(guī)電磁式，因絕緣結(jié)構(gòu)較為復雜，運行期間很容易受諧振影響，如若短路電流過大磁飽和風險較高，對人身安全構(gòu)成威脅。對此，在改造期間采用“一次設備＋互感器＋智能組件”的改造方案，對110kV 側(cè)進線間隔利用電子式互感器達到就地數(shù)字化信息采集依靠光纜傳輸?shù)哪康?，與以往相比，不但信號精度提升，還可使二次設備得以準確運行。

在互感器配置期間，根據(jù)本站互感器使用環(huán)境、間隔層配置情況，采用直采直跳方式，直接與GOOSE 網(wǎng)相連，對110kV 側(cè)采用羅氏線圈互感器，將采集的電壓、電流信號變?yōu)閿?shù)字信號，將其傳遞給合并單元，借助數(shù)字化信息整合處理，依靠光纖傳遞給測控、保護等過程層裝置。本站采用戶內(nèi)高壓柜布設法，將測控裝置安裝到高壓柜上，因35kV線路匹配的是RCS-9631C 型號的電容器保護裝置，根據(jù)通訊規(guī)約，單純支持模擬量輸入模式，如若改造中加入電子互感器，不但安裝操作不便還會增加成本，因此該處決定繼續(xù)使用常規(guī)互感器。

在合并單元與互感器連接方面，合并單元的功能在于樣本數(shù)據(jù)采集并依靠以太網(wǎng)傳遞出去，因此可用傳統(tǒng)的模擬接口與新型傳感器相連。在連接時，因合并單元自身帶有模數(shù)轉(zhuǎn)換性能，為使信號精準采集，可將TV/TA 裝置變成數(shù)據(jù)量，再將其傳遞給保護、測控等裝置。為使合并單元的采樣時間相同，在接入外部時間源時應同步開展樣本數(shù)據(jù)采集，傳感器傳遞的數(shù)據(jù)經(jīng)過合并單元解碼后傳遞給測控、保護裝置，如圖1所示[5]。

圖1 電子互感器與合并單元接線圖

3.3.2 二次設備網(wǎng)絡組建

本站110kV 采用電子互感器過程層新增以下設備，如智能控制柜、合并單元等，前者對主變側(cè)單獨配置，具有完整的斷路器信息交互功能，可有效預防跳閘和誤操作，無需智能終端發(fā)揮作用便可直接在斷路器上實現(xiàn)；后者為110kV 和35kV 的合并單元，直接連入互感器內(nèi)，具有輸出數(shù)字模擬信號、保護和跳閘線圈配合等作用。本期二次設備組建的智能終端配置情況如表1所示。

表1 本期二次設備智能終端配置表

在網(wǎng)絡設備配置層面，本站自動化系統(tǒng)的站控層選用超五類雙絞線，二次設備室采用光纜網(wǎng)絡連接，過程層采用常規(guī)互感器與合并單元、智能終端相連。110kV 單間隔保護選用點對點方式，跳閘指令無需借助交換機可直接傳遞到斷路器的智能模塊內(nèi)，剩余開關量傳輸、故障錄波等均依靠GOOSE網(wǎng)絡傳輸。在交換機配置方面，過程中共計引入15個交換機，各虛擬網(wǎng)設置2個備用口利用100Mbps光口將交換機和智能終端相連，交換機和測控裝置、110kV 保護等共同組柜[6]。

3.3.3 在線監(jiān)測系統(tǒng)應用

針對110kV 變電站設備狀態(tài)進行監(jiān)測，包括主變、避雷器等，在技改過程中采用“一次設備＋互感器＋智能組件”的改造模式，引入在線監(jiān)測系統(tǒng)，重點對一次設備信息數(shù)字化采集、運行狀態(tài)進行監(jiān)測，如主變油溫、繞組溫度等；高壓斷路器的氣體壓力、分合閘電流等；避雷器的雷擊放電次數(shù)、泄露電流值等。本站的在線監(jiān)測系統(tǒng)是由數(shù)據(jù)處理器、傳感器、上位機、通訊傳輸?shù)炔考?gòu)成，利用傳感器采集數(shù)據(jù)信息，經(jīng)過處理后，利用A/D 模塊轉(zhuǎn)化使信息量變成數(shù)字，再利用CAD 總線上傳站控層上位機，將數(shù)據(jù)存儲起來并處理計算，將處理結(jié)果傳遞給遠方調(diào)度中心，實現(xiàn)電網(wǎng)和變電站一次設備間的協(xié)同交互，以狀態(tài)檢測為基礎，為設備全生命周期內(nèi)優(yōu)化管理提供數(shù)據(jù)參考，還可為設備檢修和優(yōu)化提供輔助。

綜上所述，當前智能化技術日益成熟，國內(nèi)變電站逐漸超過智能化方向邁進，通過本站運行方式、負荷狀況等分析，開展智能化改造十分必要。