现代紧凑型变电站的经济性和可靠性分析.docx

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现代紧凑型变电站的经济性和可靠性分析

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佚名文章来源：

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2008-9-2614:

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、.

摘要：

从介绍寿命周期成本概念出发，讨论变电站技术经济优化准则，指出变电站新技术开发和应用的目标应是使寿命周期成本最小。

讨论数字光电量测系统原理和技术，基于此技术的智能集成开关设备系统和控制与保护集成的自动化系统结构。

分析由这些新技术和系统构成的现代紧凑型变电站的经济性和可靠性，指出现代紧凑型变电站是技术和经济的最优解决途径。

关键词：

寿命周期成本；紧凑型变电站；开关设备；集成

0　引言

　　变电站在电网建设中无论投资，还是运行和维护都是主要部分。

它的建设和运行维护在未来电力市场中面临新的挑战，在提高供电可靠性、改善供电质量的同时，必须降低成本，同时满足环境的日益严格要求。

　　目前，大多数变电站是户外空气绝缘变电站，变电站内，所有一次设备按照主结线的连接要求各自独立敞开布置，控制和保护装置绝大多数布置在控制室内，因此这种变电站占用土地面积大、环境效果差、可靠性低、运行和维修成本高。

　　气体绝缘金属封闭变电站即GIS变电站与户外空气绝缘变电站相比，可靠性高、使用寿命长，但其一次投资成本高。

正在研究和开发的一种新型的变电站——现代紧凑型变电站,综合了这2种变电站的优点。

　　以下将从技术经济优化出发，讨论现代紧凑型变电站及其基于现代微机、光电、通信技术的一次和二次设备集成技术，并分析这种变电站所产生的技术经济效益。

1　技术经济优化准则

　　新建和更新改造变电站一般要考虑功能、技术、经济和环境4个方面。

变电站的功能由它在电力系统中的作用和地位所决定。

在今后的电力市场环境下，变电站在功能确定之后，经济性将是主要考虑因素，同时要选择或开发新的技术以达到经济性和环保的要求。

1.1　寿命周期成本最小

　　对变电站建设或更新改造的经济性，不但要考虑一次投资，而且要考虑运行和维修费用；在电力市场环境下还要考虑对用户中断供电的责任处罚金（通常称为中断供电损失成本），以这种思维方式测算出的变电站的建设和运行维修的总成本称为寿命周期成本（LifeCycleCost），简称LCC。

LCC＝IC＋OC＋MC＋FC

（1）

式中，IC为一次投资成本，OC、MC、FC分别为从变电站系统调试后算起整个经济运行周期内逐年支付的运行、维修和中断供电损失成本的总和。

　　在进行经济、技术分析时，通常以系统调试结束时间作为各项成本参考时间。

假定一次投资已折算到系统调试时间，并考虑银行利率和通货膨胀率，则寿命周期成本的现值为

（2）

式中，i＝0，1，2，3，…，n。

n为经济寿命年数，r为现值折现率。

　　变电站经济技术优化准则：

可靠性优化情况下，寿命周期成本最小。

　　　　　　　（3）

　　变电站的经济技术优化与主结线结构和变电站各个元件密切相关，低的一次投资成本，不能总会导致寿命周期成本最小，考虑整个寿命周期内成本最小才能在竞争环境中产生最大的经济效益。

1.2　可靠性优化

　　中断供电成本指的是用户被迫停电，包括事故停电和计划停电所造成的经济损失，是电力系统可靠性的经济计算。

它决定电力企业为达到和保持系统足够的可靠性所要的投资水平。

电力企业的成本（UC）是可靠性的递增函数，因为增加供电可靠性需要较高投资和维修成本。

对于用户来说，中断供电损失成本（FC）随系统可靠性的提高而减少，因为较高的可靠性将减少停电的频率和停电持续的时间。

社会为可靠性支付的直接经济成本（SC）是上述两个成本之和，即

SC（R）＝UC（R）＋FC（R）　　　　　（4）

式中：

R为可靠性。

可靠性优化的目标函数是SC（R）最小，令SC的导数为0，即

则可求出优化条件为

　　　（5）

　　由式（5）可知：

最优可靠性指的是电力企业为此可靠性付出的边际成本等于用户在此可靠性下减少中断供电损失的边际成本。

最优可靠性直接与停电的经济损失相关，停电造成经济损失大的地区，最优可靠性指标要高，反之则可以低一点。

如果在停电造成经济损失较低地区采用高的可靠性指标，对社会来说，经济上是一种浪费。

在电力市场环境下，最优可靠性指标应以社会平均停电经济损失考虑，电力企业应采取措施达到和维持这样的可靠性。

如果特定用户要求更高的可靠性，电力企业必须采取更多保证措施，因此用户应支付更高的电价水平。

2　新技术开发和应用的目标

　　变电站寿命周期成本概念的显著特点是把整个经济运行寿命期限内的总成本与变电站的性能、相关的电网和用户对变电站的要求、可靠性和新技术开发及应用的目标联系起来。

寿命周期成本最小是变电站新技术开发和应用的目标。

在电力市场环境下，电力企业将会更注重经济效益，新技术应用于变电站应能促进变电站寿命周期成本的减少。

　　常规的户外空气绝缘变电站的重要特点是一次设备投资成本低，但占用土地多、结构复杂、运行维护成本高、可靠性相对低、视觉效果差。

因此，简化结构、降低成本，同时提高可靠性、减少占用土地量日益受到关注。

按照变电站技术经济优化的目标——寿命周期成本最小的要求，变电站需向现代紧凑型方向发展。

　　现代紧凑型变电站不是现有设备和元件的简单组合，而是建立在新的技术平台上。

紧凑型变电站的新技术主要有：

新型电压和电流变换器及其构成的数字量测系统、开关设备集成技术，包括智能断路器和集成开关设备系统、数字控制保护集成技术——变电站集成自动化系统、智能电子接口装置和光纤网络通信技术在变电站的应用。

这些新技术的系统集成将构成现代型紧凑型变电站。

3　新型电气量测技术[1]

　　数字控制、保护装置已广泛用于变电站，它的输入仅需要±5V范围内的毫瓦功率。

因此，开发微型电压和电流变换器，直接将高压侧的高电压和大电流一次变换为数字控制和保护装置需要的输入信号是数字装置发展的必然要求。

3.1　新型电压和电流变换器（EVT＆ECT）

　　按电压和电流变换原理可分为半常规电压、电流变换器和电—光变换器。

基本原理分类如表1所示。

表1　电压和电流变换基本原理分类

技术类别电压变换电流变换半常规电阻分压

电容分压带铁心微型TA

罗柯夫斯基线圈（RogowskiCoil）电-光效应普克尔斯效应（PockelsEffect）

逆压电效应（InversePiezoEffect）法拉第效应（FaradayEffect）

塞格奈克效应（SagnacEf－fect）

3.1.1　电阻、电容分压电压变换器

　　电阻、电容型电压变换器采用电阻、电容直接分压的工作原理，其原理图如图1和图2所示。

图1 电阻型电压变换器原理图图2 电容型电压变换器原理图

　　它与常规的电压互感器和电容互感器不同之处是额定容量在毫瓦级，其最大输出不超过±5V。

因此，要求R1（或ZC1）应达到数百兆欧以上，而R2（或ZC2）应在千欧数量级。

其空载变比K2＝R2/（R1＋R2）或C1/（C1＋C2），只有负载阻抗Z>>R2（或ZC2）时才能满足精度要求，并需要进行屏蔽。

3.1.2　微型TA和罗柯夫斯基电流变换器

　　微型TA是带铁芯的小信号电流互感器。

罗柯夫斯基电流变换器是缠绕在非磁性材料小截面芯子的线圈。

它们的工作原理都是电磁感应原理，等效电路图如图3所示。

图3 微型TA和罗柯夫斯基电流变换器等效电路图

　　在微型TA电路中，Rb≈1Ω、μ＞1000μ0，其输出电压U2＝i2·Rb与一次电流i1成正比；而在罗柯夫斯基电流变换器情况下，Rb≈α、μ≈μ0，U2与一次电流微分成正比，输出的积分才能算出一次电流。

电流变换器与常规的电流互感器不同之处是输出仅为电压信号。

在小量程范围内能高精度量测正常运行电流，用于电能计量；在故障情况下其输出可重现短路电流，从静态到暂态能实现线性量测。

3.1.3　电光电压变换器

　　光电电压量测的基本原理是将高压电压变换成光信号，此信号通过光纤从高压侧传至低压侧，然后将光信号还原为低压电信号实现电压测量。

　　高压线路对地电压U是线对地的空间电场强度的积分：

　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　Uф=∫E·dl　　　　　　　　　　　　　（6）

　　普克尔斯光电效应是一类晶体的物理特性。

利用普克尔斯效应可将电场强度的积分转换成光的强度的量测。

电光电压变换原理如图4所示。

图4 电光电压变换器原理图

（a）光电压变换原理图；（b）数字光电压测量

　　当波长为λ，强度为P0的光束穿过偏振片时产生偏振光，在电场作用下，通过晶体的普克尔斯效应，其输出光强度P随电场强度的积分即加在其上电压的变化而变化，

　　　　（7）

式中，U0称为半波电压，U0＝λ/2γn03；γ为晶体的线性电光系数；n0为无外加电场的折射率。

为了确保精度，U应保持在U0的5%之内变化。

3.1.4　磁光电流变换器

　　磁光电流变换器的原理是法拉第磁光效应，即线性偏振光通过磁光晶体材料在外界磁场作用下产生偏振面旋转，其旋转角度θ与磁场强度成正比，即

θ=VeHL （8）

式中，Ve为磁光晶体费尔德常数（Verdet）；H为磁场强度；L为光束磁场交链长度。

磁光电流变换原理如图5所示。

图5 磁光电流变换原理

（a）光电流变换器；（b）光电流量测示意

　　磁光电流变换器输出光强度P为：

P=P0cos2（45º-θ）（9）

θ=VeNI （10）

式中，N为一次电流线圈匝数；I为一次电流；P0为输入光强度。

为了确保量测的线性度，在一次量测的最大电流（短路电流）情况下，应保持θ角度在±5°范围变化。

3.2　数字光电量测系统

新型电压和电流变换器，与常规的TA和TV不一样，它的输出不直接用于控制和保护装置，需经过数字信息处理后才能作为二次系统各装置的输入信号。

新型电压和电流变换器和数字光电接口装置（DOIU）构成数字光电量测系统。

（1）以电阻、电容电压变换器、微型TA和罗柯夫斯基线圈构成的数字量测系统，如图6所示。

图6　混合式数字量测系统

（2）以电光电压和电流变换器构成的数字光电量测系统，如图7所示。

图7　数字光电量测系统

　　以新型电压和电流变换器为基础构成的数字光电量测系统与常规的TV和TA相比具有明显的优越性，主要优点是：

（1）从静态至暂态量测具有几乎同样的量测精度，满足IEC0.2的精度，一套量测系统可同时用于量测、计量、控制、保护和故障录波；

（2）频带宽、动态响应快；（3）无磁饱和及剩磁引起的二次输出畸变问题，在故障情况下真实再现高压一次电压和电流特性；（4）紧凑结构、体积小、重量轻、成本低；（5）抗电磁干扰能力强。

4　新型开关设备集成

　　在常规的户外变电站，断路器、隔离开关、常规TV和TA等设备单个体积大、数量多、占用土地和空间大。

变电站紧凑化的实现必须发展一次设备及其相关二次设备的系统集成。

目前，户外变电站多采用SF6断路器。

这种断路器被广泛应用近30年来，可靠性和可用率呈明显上升趋势，主要故障次数已从20年前的0.0158次/百台年降到0.0067次/百台年，降低了60%。

主要故障原因分布如图8所示。

从图8看出，由常规的操作机构，二次和辅助系统引起的故障占70%以上。

采用新的技术后可使这部分故障率降低，SF6断路器的可靠性将进一步提高。

这儿所谓的开关设备的集成是指基于SF6绝缘的开关设备系统集成。

图8 SF6断路器故障分布

4.1　集成开关设备系统（IASS）[2]

　　用于户外变电站的集成开关设备指的是金属壳内、SF6绝缘的开关模块与空气绝缘元件的组合体。

目前，世界各国正在研究和试验的集成开关的组合模式有很多种。

能够大幅度减少土地占用面积，减少寿命周期成本的组合模式是：

在一个封闭的充满SF6绝缘气体的金属壳内将一个间隔的断路器、隔离和接地开关、新型电压和电流变换器组合成一个整体，出线由支持绝缘子引出的集成开关设备系统。

这种模式，国外有的称为PASS（PlugandSwitchSystem），有的称为HIS（HighlyIntegratedSwitchgear）。

图9所示为集成开关设备系统和常规开关设备系统的单线图，图10为集成开关设备系统示意图。

图9 集成和常规开关设备系统单线图

（a）集成开关设备系统；（b）常规开关设备系统

图10 集成开关设备系统示意图

　　在这种集成系统中，SF6绝缘性能好，高压对地绝缘距离短，宜选用电阻、电容电压变换器和微型TA和罗柯夫斯基线圈电流变换器作为电压和电流量测。

从目前研制情况看，这种选择实现容易，技术难度小。

4.2　集成智能开关设备系统

　　目前，SF6断路器的操作能量已减少到最初的20%，并可期望进一步减少到10%。

操作能量的大幅度减少为将断路器的断开与闭合操作由电力电子和微机组成的控制装置执行，来替代由常规的辅助开关、继电器等组成的有触点的控制器及辅助系统执行及开关的智能化提供了可能。

　　集成开关设备系统的智能主要表现为：

（1）按电压波形控制合闸角，按最佳灭弧时间控制跳闸，以减少操作过电压，延长开关设备寿命；

（2）实现间隔内自动闭锁和“五防”功能，保证设备和人身安全；（3）就地实现重合闸，执行当地可以执行功能，而不依赖站级的控制系统；（4）实现设备在线自动监视和诊断，当设备出现缺陷时，在演变为故障前发出报警信号，为状态维修提供指导意见。

　　集成开关设备系统的智能性可由微机控制的二次系统、人工智能接口装置（IED）和相应的智能软件来实现。

5　变电站集成自动化[3～4]

　　目前，变电站的监视、控制、保护、故障录波、量测与计量等虽然实现了微机数字化，但几乎都是功能单一的相互独立的装置和系统。

这种按功能划分的变电站自动化，硬件重复配置、信息不共享、TV和TA负载重、二次结线复杂、整体可靠性差，投资成本大。

面向对象，实现各二次装置和系统的合理集成是变电站紧凑化的必然要求。

新型量测技术和智能集成开关系统的开发和应用为集成自动化提供了技术支持，也是它们发展的必然结果。

5.1　集成自动化的功能

　　变电站自动化的功能主要决定于变电站在电力系统中的地位、作用、规模、电压等级和一次设备的情况。

对于高压、超高压变电站来说，主要功能可概括为3个方面：

（1）监视与控制系统。

运行数据和信息的收集

量测与计量、运行监视、运行操作、自动控制包括紧急控制与当地后备控制、故障事件记录和故障录波、RTU功能、统计分析；

（2）继电保护系统。

线路保护与自动化重合闸、母线保护、变压器保护，当电力系统和变电站本身发生故障时，继电保护应准确判断故障、跳开相应的断路器迅速切除故障；（3）设备运行与维护系统。

设备状态数据收集，在线诊断、设备状态和可靠性维修指导，自动故障恢复。

　　这里需要强调的是，随着变电站无人值守和设备远方诊断、状态维修和以可靠性为中心的维修技术的发展，设备运行与维护系统将成为变电站自动化系统的重要组成部分。

5.2　自动化集成的分类

　　自动化系统集成可分为2个层次，间隔级和变电站站级。

间隔级的集成是构筑一个通用的硬件和软件平台，面向间隔内的控制、保护、监视、操作闭锁、诊断和计量等功能集成在这个通用平台上，通用的硬件平台系由一组元件组成的多功能装置，通用的软件平台指的是在多功能硬件装置内建立统一的数据输入及数据库和功能软件，从而实现数据共享，功能协调优化，这样，原来间隔内必须执行的功能将不再配置专用的硬件装置；站级的集成是自动化需要在站级处理的各个功能通过站内通信网络组合在统一的系统中，这样，原来面向不同任务的分隔系统和多个通信网络不再需要，从而简化了网络结构和通信规约。

　　间隔级和站级功能集成的划分原则应是：

凡间隔级能执行的功能不应由站级来执行，凡过程级能执行的功能不应由间隔处理，实现功能分层分布优化处理。

例如，故障录波功能可以集成到DOIU中。

在智能集成开关系统中，其二次系统已实现了智能化，这样，自动重合闸、间隔内闭锁等功能便可集成到其二次系统中。

　　根据自动化在间隔级和站级功能的集成程度，变电站自动化系统分为协调型自动化系统和全集成自动化系统。

协调型自动化系统指的是间隔内仍然保留各自独立的控制、保护装置，通过统一的通信网络与站级相连，由站级的统一的计算机系统对各功能进行协调；全集成自动化系统指的是间隔内执行的功能和数据处理集成在一个统一的多功能数字装置内，在间隔内部、间隔间以及间隔同站级间用少量光纤总线进行通信的自动化系统。

5.3　协调自动化系统

　　协调自动化系统结构如图11所示。

其主要特点是：

用微机数字处理和光纤数字通信，优化站级与间隔级的功能配置，控制、保护和设备运行与维护系统通过过程总线相互连结，共享数据。

这样，简化了各个独立系统的结构，各个功能又保持相对独立，同时简化了整个自动化系统的结构。

图11 协调型自动化系统基本结构

SCU—站级控制；OSU—站级运行与维护；GTW—通信控制；DAP—间隔运行维护；DAC—间隔控制；

Prot—间隔继电保护；LED1—隔离接地开关控制；LED2—断路器控制；DOIU—数字光电量测

5.4　集成自动化系统

　　协调型自动化系统的进一步发展将是全集成自动化系统。

全集成自动化系统基本结构如图12所示。

它与协调型自动化系统相比，间隔级的DAP、DAC和Prot由多功能装置所代替，结构更简单，经济性更好，但可靠性设计要求更严格。

图12 全集成自动化系统基本结构

　　在整体设计方面，要对站级、间隔级和过程级的功能进行优化，将功能尽可能分布在过程级。

多功能装置集成了较多的功能，应按各功能响应时间和对电力系统的影响程度，确定功能优先级别。

显然，继电保护、紧急控制及与保护相关的功能要响应快，处于最优级别。

间隔级与过程级的通信速率要达100Mb／s以上，各种不同的数据传送要优化排序。

按系统可靠性要求，要充分利用冗余技术，主保护等应有不同动作原理的双重保护模块，对于重要变电站应有双重通信系统。

多功能装置应建立双数据库。

6　紧凑型变电站的可靠性和经济性

　　变电站的设计应满足电力系统和用户的可靠性要求，以避免不必要的停电损失。

随着电力市场的发展，可靠性将更多地用经济来度量。

变电站的可靠性取决于各个元件的可靠性和全站主结线及二次系统的可靠性。

而元件的可靠性又极大地影响着主结线和二次系统结构，因此，提高变电站可靠性的关键是元件的质量。

6.1　可靠性指标

　　变电站可靠性的指标是指停电概率（次/年）和停电持续时间（h/次），两者均包括强迫（概率）停电和计划停电。

它的经济描述就是停电的经济损失，称为中断供电损失成本（FC）。

　　　（11）

式中，λj、Tj为j设备平均故障停电概率和持续时间；MTTRj为j设备的平均修复时间；RCj为j设备的平均修复成本；Wj为j设备故障的停电功率；a，b分别为用户停电的功率和电量价值。

6.2　具有自我监视和诊断的可靠性

　　如前所述，数字光电量测系统、智能集成开关设备系统、控制保护系统都是基于微机的数字装置或系统，这些装置和系统应该而且可能配备自检系统，实时监视和诊断运行状况，出现缺陷和故障隐患时即时报警，这样可大大减少变电站故障的概率。

　　具有自我监视和诊断功能的设备及其组成的变电站，从理论上讲，具有比常规系统更高的可靠性和可用率。

图13给出了具有自我监视和诊断的变电站（或设备）与常规变电站（或设备）可靠性和可用率的基本差别。

图13 具有和没有自我监视和诊断变电站可用率的差别

（a）没有自我诊断和监视的变电站；（b）具有自我诊断监视的变电站

　　为了达到高可靠性，过程级、间隔级和站级3个层次应有完善的自我监视和诊断功能，主要要求是：

（1）连续对开关设备及变压器，特别是断路器进行自检，配置各类传感器，监视一次设备运行状态，发现设备的一、二次系统有故障隐患时即时报警；

（2）对间隔级、站级的控制保护装置和系统连续进行自我监视和诊断，发现有导致可能不正确动作的缺陷时即时报警；（3）站控系统应周期查询过程级和间隔级的自检功能，以确保各级自检功能的可用性。

6.3　可靠性和经济性分析

　　集成开关设备系统（IASS），集成自动化系统以及先进的设计理念将构筑现代紧凑型变电站。

这种新型变电站的特点是：

元件（设备）数量少，开关设备装在SF6绝缘壳体内，可靠性高，集成的一次和二次设备及系统结构紧凑，占用空间小，寿命周期成本低。

6.3.1　超高压、紧凑型枢纽变电站的经济性和可靠性[5]

　　计划兴建的420kV枢纽变电站原拟采用双母带旁路的主结线方案，常规的一、二次设备和系统，以将2个电厂与系统相连。

常规变电站单线图如图14所示。

图14 常规变电站单线图

　　如采用集成开关设备系统和微机数字控制与保护装置构成的现代型紧凑变电站，主结线为环型母线，控制保护装置下放到开关现场，则其单线图如图15所示。

图15 紧凑型变电站单线图

　　对这2个方案，采用CIGRE调查的变电站元件可靠性数据（元件可靠性数据如表2所示），进行可靠性和寿命周期成本分析计算，其计算结果分别如表3、表4所示。

表2 变电站计算用元件可靠性数据

元件故障率

/次·千台年-1平均修复时间

/h维修频率

/次·年-1维修保养时间

断路器

隔离开关

接地开关

避雷器

母线变压器

IASS

8.4

0.6

1.6

0.70

3.0

4.7

1.3

8.324*

168

12**0.167

0.5

0.25

0.112

注：

*表示有现场备件的修复时间；**表示有一相现场备用的修复时间。

表3 可靠性计算结果

项目强迫停电计划停电OFODOFOD常规

变电站配电网

企业电网

输电线（L）

电厂1（G1）

电厂2（G2）0.381

0.381

0.3811.82

1.82

1.72

1.62

1.621.25

1.25

2.00

1.00

1.006.00

6.00

7.99

4.00

4.00紧凑型

变电站配电网

企业电网

输电线（L）

电厂（G1）

电厂（G2）0.026

0.026

0.050

0.024

0.0240.497

0.497

0.560

0.279

0.2790.450

0.450

0.200

0.2005.60

5.60

7.20

3.60

表3中，OF为中断供电概率，次/年；OD为中断供电持续时间，h/n。

表4 寿命周期成本计算结果

成本常规变电站紧凑型变电站

IC/%

MC/%

FC/%

LCC/%

100

0.86

123.8679

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