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【技术】光纤电流互感器在配电网自动化中的应用

2015-10-21 00:07
冷血の爱
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  国家电网公司从20世纪90年代初就开展了配电网自动化系统的试点工作,先后进行了一系列大量的科技试点和运行实践活动。随着智能电网技术的发展,技术、产品不断革新。与一次侧电网相比,智能配电网发展相对不快,主要原因如下:

  (1)配电网涉及范围广、投资大。配电网所测控的对象包括开闭站、环网柜、分段开关、联络开关等,需要进行监测的设备众多,但由于经济等方面的限制,实际的测量设备安装数量远远无法满足需要。而且,由于设备性能、安装环境等方面的原因,配网量测终端采集的数据受外界干扰较大,数据可用性不高。

  (2)已建配电网的配电网自动化终端安装、电动操动机构改造等实施难度大。

  (3)在试点过程中存在不少误区。如存在认识偏差,过分追求狭义的故障处理功能(DA),没有建立整体全局观,导致配电网自动化系统综合效益无从显现。

  (4)中心主站系统没能很好地融合到综合信息系统,没能很好地服务于配电网的规划、运行、维护;缺乏对整个配电调度管理系统的统筹考虑,大大限制了配电自动化系统的易用性和实用性。在过去近20年的配电网自动化改造当中,真正整体实现了配电网自动化的区域非常少见,这与智能电网所要达到的目标,出现了非常大的差距。

  国家电网公司提出了智能配电网步步推进的技术路线图。配电网自动化作为智能电网发展的关键技术也备受重视。

  在新一轮以智能电网为核心的配电网自动化系统建设过程中,给出新建项目技术方案的同时,应充分考虑到已建项目正处于运行之中的特点,必须考虑到因实施配电网自动化改造而带来的对运行可靠性的影响,及前述配电网自动化已存在的缺陷。配电网自动化所需要的数据基础主要是电流和电压,其他数据基本上都可以通过电流和电压数据计算来获取,为此希望在智能电网范畴内的配电网自动化改造过程中,能够结合目前存在的缺陷,找到一个尽量降低缺陷影响的新办法和新思路。

  2004年IEC60044-8《互感器电子式电流互感器》技术标准颁布以来,有的新建变电站采用了光纤电流互感器技术,光纤传感技术已融入到智能变电站中。但是同时也必须认识到,在高电压等级所采用的光纤电流互感器技术,在稳定性、抗干扰性能等多个方面,还存在很多问题。目前尚不能做为成熟产品来应用。

  国内10kV网架的配电终端所采集的数据,都是基于传统电磁原理的互感器,主网的先进技术迟迟不能应用到配电网领域。在配电网自动化改造过程中,对已存在的一次系统加装电流互感器,也成为一项比较耗时费力的工作。为了破解这个困扰业界的难题,将新型传感技术运用到配电网自动化的电流互感器当中,替代传统电流互感器就变得非常必要和迫切。

  光纤电流互感器的提出及研制

  光纤技术测量电流始于20世纪60年代,1963年美国就已经在230kV变电站中挂网运行。1979年英国挂网运行了全光纤互感器,1993年我国在广东电网运行了华中科技大学研制的光纤电流互感器;进入2000年后,许继集团联合华北电力大学,南瑞集团联合航天科技,ABB、西安创维等都在国内电网上试运行了光纤电流互感器;近几年上海嘉定变电站等投运了光传感电流互感器。

  以上的技术和产品主要集中在高电压等级的主网,在中压领域开展光纤传感技术研究,国内尚未有实际应用产品。

  而在国外,拥有150万客户的丹麦最大电力公司DONGEnergy在2002年提出需求:“希望能有产品在不停电、不破坏现有运行设备的条件下,具有检测中压电缆线路故障和电流的精确测量功能。”经广泛调查后发现市场上没有符合条件的标准定型产品,为此,DONGEnergy发起并联合丹麦大学光学实验室及相关机构,组织了公司专攻技术与工程应用。2004年,光纤电流互感器在DONGEnergy实现了现场运行,配电终端以光纤互感器为基础,具有“技术先进、功能实用、安装便捷、适应智能电网需求、可靠性高”等特点,目前在全世界20多个国家的配电网领域得到实际运行应用。

  经过了工程实践和不断完善,以光纤电流互感器为主体组成的配电网自动化系统,已成为一个专业的、相对成熟的技术产品体系。

  光纤传感配电终端通过光纤电流互感器来采集运行时的电流量,配合FTU/DTU所采集的电压量,可以将有功功率、无功功率、频率等信息进行精确计算,以及判断短路故障电流、接地故障和故障距离等,采集精度高,计算量准确;还有多路信号采集回路及控制输出回路;通过通信模块,以网络RJ45、无线GPRS及串行RS485/232为物理接口,以IEC60870-5-101/104和CDT协议和配电网自动化系统主站实现双向数据交互。也可以通过IEC61850协议,实现光纤电流互感器独立发布数据。

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