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智能配电网现状及光纤电流互感器应用分析

发布日期:2015/10/28 8:16:08 浏览次数:所属分类:行业新闻

       智能配电网发展的现状及存在问题

     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IEC 60044-8 《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 DONG Energy 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,DONG Energy 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DONG Energy 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RJ 45、无线GPRS 及串行RS 485/232为物理接口, 以IEC 60870-5-101/104 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IEC 61850 协议,实现光纤电流互感器独立发布数据。

 

      光纤电流互感器的设计原理及实现基本原理

     当一束线偏振光在介质中传播时,若在平行于光的传播方向上加一强磁场,则光振动方向将发生偏转,偏转角度β 与磁感应强度B 和光穿越介质的长度d 的乘积成正比,即β=VBd ,比例系数V 称为费尔德常数,与介质性质及光波频率有关。偏转方向取决于介质性质和磁场方向。上述现象称为法拉第磁光效应。

 

      光纤电流互感器基本结构

     LED 发出的光源,经过光学准直镜头以后,形成平行光进入起偏器,经过起偏器以后转变为线偏振光,当线偏振光经过安装在导线上的磁光晶体时,导线中的电流产生的磁场将使光的偏振方向发生偏转,偏转后的偏振光通过检偏器,检测出偏振面旋转的角度。

     经过检偏器以后的变化了光强的光,经过第二光纤后由光处理模块上的光电探测器接收,并把它转换成电信号,然后经过相关电路检出其光强变化,再经过信号处理、信息提取等智能过程,从而实现对导体内电流强度的检测。图1 为光纤电流互感器的结构示意图。

 

图1 光纤电流互感器基本结构示意图

 

      光纤电流互感器的实现方法

     光电检测原理主要通过以下几部分实现:光学器件:包括光传感头、绝缘件、夹具、定制光纤等;

     光电处理模块:包括发光器件、光接收器件、光电转换、计算及分析判断。图2 为光电检测原理框图。

 

      光纤电流互感器的特点如下:

     (1)量程宽、精度高、频带宽、响应快,可同时满足测量和保护需要。

     (2)安装维护便利,不损坏、不切割已有设备。

     (3)全绝缘、耐高温,无二次开路危险。

     (4)短路故障测距,提高供电系统可靠性。

     (5)节能环保,促进可持续发展。

 

图2 光电检测原理框图

 

      硬件架构模式

     光纤电流互感器所运行的硬件平台,以高速双CPU 架构模式和16 位AD 作为核心元器件,包含大容量的程序FLASH、RAM、I/O 接口、SCI、SPI 等资源,大大地简化了硬件的复杂程度,提高了硬件的可靠性。主体硬件构架模式如图3 所示。

 

图3 主体硬件构架模式

 

      支撑光纤电流互感器的硬件平台功能

     (1)板件组成。 光纤电流互感器由通信ARM 板、采集DSP 板、光纤电流互感器板、电流互感器板、PT 板、遥信板、遥控板、电源板组成。

     (2)通信ARM 板功能。 ARM 板配置了RS 232 调试口、以太网口、RS 232/485 口、GPRS 模块以及光纤通信接口,实现终端同主站之间的数据交换功能。ARM 板还拥有大容量的程序空间、SDRAM、I/O 口以及SCI、SPI、I2C、Ethernet 等接口,使用双口RAM 与采样DSP 板交换数据;芯片具有IEEE 1588 硬件支持功能,其时钟精确性能达到40ns,可满足IEC 61850 协议所需的精确对时要求。

     (3)采集DSP 板功能。负责计算和分析FPGA 传输过来的采样数据,同时通过双口RAM 与通信ARM板进行数据交换,是整个设备的处理中心,最大容量可设计为40 路遥测、64 路遥信、10 路遥控,可满足10 条线路开闭所的测量和遥控的技术要求;FPGA 芯片负责收集各采集板的采样数据,同时也是命令下发的中间通道;DSP 板还拥有程序存储空间NORFLASH、RAM 等接口;另外还具有CAN 通信口、RS 232 调试口、数字量输入和输出。

     (4)光纤电流互感器板功能。每块光纤电流互感器板完成6 路交流电流和2 路零序电流的采集和模数转换功能,6 路交流电流是通过接收光纤电流互感器的光信号转换为CPU 能接受的信号,2 路零序电流是通过接收传统电流互感器的电流信号转换为CPU 能接受的信号,一般采集两条线路的三项交流电流量和零序电流量。交流电流可测最大一次侧电流10000A,零序电流量程可通过电阻改变,一般为0~1A。

 

      以光纤电流互感器为核心的配电网自动化终端(FTU/DTU)功能

     (1)三遥功能。遥测、遥信、遥控。

     (2)故障检测功能。通过采集线路的电压、电流量,提供零序过电压、零序过电流、线路过负荷、线路三相过电流等检测功能。根据采集到的电流大小及设置的定值,能够自动快速判别线路是否发生故障,区分故障电流方向、识别单相接地或相间短路故障,并将故障信息和性质及时主动上报给配电网自动化系统,以便进行相应故障处理。

     (3)其他配电网自动化必要的功能。包括通信功能,调试、维护、管理功能,统计及数据存储功能,可靠性设计等。

     光纤电流互感器安装及应用光纤电流互感器外观

     (1)户内型光纤电流互感器及DTU外观见图4。

 

(2)户外型光纤电力传感器及FTU外观见图5。

 

图5 户外型光纤电力传感器及FTU外观

     安装方法

     安装光纤电流互感器的具体方法如下:

     (1)安装前应将传感头放置于所安装的环境约2 小时,以使传感头充分适应安装地点的环境。

     (2)清洁安装点,擦拭掉尘土和油污等;若在电力电缆上进行安装,此安装点处应没有铠甲和屏蔽层,因为铠甲会对磁场的分布产生影响,而屏蔽层中可能存在的感应电流,都会对测量结果产生影响。

     (3)在所需安装位置涂抹硅胶(指甲大小即可),将传感头凹面贴紧硅胶并用扎带扎紧。

     (4)将光纤沿电缆下引,用耐热垫片将光纤和导体隔开,并用扎带扎紧。当光纤进入铠甲或屏蔽层区域后即可不必使用垫片(即光纤表面和电缆绝缘表面直接接触);此处还应注意,传感头圆圈的直径应控制在8cm 左右。见图6。

 

图6 传感头安装示意图

     (5)将光纤沿事先选择好的路径敷设好,并在适当位置用扎带固定;敷设过程中应保证光纤保持自然曲度(弯曲半径应大于10cm),以免影响光线传播。

     (6)对于三相电缆,传感头的安装位置还应考虑相间电磁场的影响;根据法拉第磁光效应原理,只有当磁场方向平行于光的传播方向时才会造成光的偏转,因此多个传感头在多条电缆的环境中安装时,安装方式的选择对测量精度的影响很大。如图7 所示,L2 相产生的磁场B 垂直穿过L1、L3 相上的传感头,因此不会对其的测量精度产生影响,若按图8的方式安装,每个传感头均受到3 相磁场的影响,因此,测量的精度较低。

 

图7 三相电缆中传感头安装方式示意图

 

图8 几种典型电缆沟型的安装方式

     (7)将光纤引入箱体,并在箱体内保留适宜的长度以保证足够的弯曲度。

     (8)将光纤轻轻插入光纤接口的一端,另一根轻轻插入另一端;插入过程要注意确保光纤已插至底部但不可太过用力;将光纤连接端子轻轻向里推至底部固定光纤。如图9 所示。

 

图9 光纤连接示意图

     拆除光纤时,先将光纤连接端子轻轻向外拔出,随后将光纤拔出,并用相应的保护帽对连接端子以及光纤尾部进行保护。光纤的尾部截面经特殊工艺打磨处理,操作过程中必须保证光纤尾部截面的清洁,不可接触泥土、油污等,也不要用手指触碰截面,以免污物造成光的折射、反射,影响光的传输,造成测量误差过大。

     (9)系统安装完成上电后首先要对系统光值进行测量,光值过大或过小都会影响测量精度,因此在光值不满足要求时应调整光纤插入长度,直到光值满足要求。

 

      典型工程应用

     以本文原理研发的光纤电流互感器以及与之配套的FTU/DTU 已经在多个环境下使用过。其中户内型的典型应用如大庆油田等,见图10;户外型的典型应用如山东滨州供电公司、山东淄博供电公司、天津供电公司等,见图11。在现场实施的过程中,均体现了光纤电流互感器安装方便快捷的特点。户外型本身设计可以带电安装。户内型以大庆油田采油二厂35kV/6kV变电站为例,该变电站监测线路包括14 条6kV 出线,仅用了两天时间即全部完成自动化改造,其中最少停电时间的线路仅仅为20分钟,大大缩短了工期,减少了停电时间。

 

图10 户内光纤电流互感器安装图

 

图11 户外光纤电流互感器安装图

 

      存在的问题及解决方法

     虽然光纤电流互感器具有较多的优点,但是同时也具有一定的缺点,如:

     (1)对安装的要求比较高。为了避免邻相的电磁干扰影响,对于光纤电流互感器的安装要求比较高,必须严格与所检测相的电缆保持垂直。

     (2)需要进行二次校准。由于各种电缆参数、温度参数等的不同,安装户内的光纤电流互感器以后,需要进行校准后再运行。

     (3)小电流下误差比较大。在20~80A的环境下,测量误差为±1A。安装位置与二次校准的缺陷,可以用海量电缆参数数据库的方法,或者直接将光纤电流互感器固化到开关内部的办法来解决。

     小电流误差比较大的原因,主要是因为小电流所产生的磁场强度比较弱,相对于周围环境的磁场强度,更容易受到影响。需要通过加强屏蔽等抗干扰措施,或者应用于大电流区域等方法来解决。

 

(来源:网络)

 

 
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