智能变电站高级应用研究(5)

. 变电站高级应用系统第二阶段的设计与实现

随着长春南500kV变电站的投运，开始进入智能变电站成熟技术的推广应用，完成全网实时、统一同步信息采集控制体系及架构，整合和改造既有信息资源，实现广域同步实时信息共享及其层面上的高级应用。有效开展状态检修及全寿命周期管理工作，实现各类电源及用户的接入、退出及抗扰。同时根据东北智能电网同步推进的基础性项目、共用性技术的发展和进步，初步形成坚强智能电网的支撑体系。

4.1 智能变电站经济运行与优化控制

4.1.1经济运行与优化控制的意义

经济运行与优化控制即无功电压控制(AVC)，是电网稳定、经济运行的重要手段，变电站实现无功电压优化控制对地区电网的供电电能质量和经济运行具有重要的意义。通过无功优化控制可以给电网带来以下好处,降低电网有功功率损耗，提高电网经济运行水平。改善电能质量，提供电压合格率，减少负荷变化给电网、设备和用户带来的危害和损失。有利于设备的安全运行，保证设备的使用寿命。防止出现电压崩溃，提高电网安全稳定水平。

4.1.2变电站无功电压综合控制策略

智能变电站经济运行与优化控制是在站内配置无功电压控制设备，与地区自动无功电压控制系统进行协调配合，采用分层、分级电压、无功控制的方法，实现区域电网的无功、电压综合调节。

4.1.2.1分层无功电压控制

主要是指按电压等级进行无功平衡控制，可分为三级控制。一级控制是一种分散、自动的控制。通常是快速反应的闭环控制，包括发电机无功功率控制、静止无功补偿器的控制、快速自动投切电容器和电抗器、有载调压变压器(OLTC)等。二级控制是一种分区控制，协调一个区域内一级控制设备。三级电压控制是系统优化控制，它根据离线分析或者专家系统设定各控制区的主导节点电压，从而实现全网电压无功的协调控制。

4.1.2.2分级无功电压控制

将大规模的电力系统分割成多个子区域，每一级区域满足自身控制目标的同时根据上级控制系统的要求调整自身的控制目标，实现全网的电压无功优化控制。

分级方法一般根据变电站电压等级，将电网划分为几层，按照电压等级高低顺序，逐层消除电压越限、无功潮流越限等情况。首先判断层内越限变电站的越限状态，分析越限原因，搜寻可有效动作的无功控制装置，通过预计算的灵敏度系数估算消除越限状态所需控制装置的动作量值。当上层变电站引起下层变电站产生越限等状况时，对上层变电站进行相应动作。当变电站自身引起越限等状况时，按照多区图的原则制定控制措施。当变电站自身控制装置已达到控制约束调节仍不能消除越限时，可以向与同一上级电压母线相联的电站求助，根据灵敏度系数确定变电站母线电压。如果没有相联的电站或是仍不能消除越限情况，则产生该变电站报警信息。

采用分级无功电压控制方法，可以使无功分级平衡，避免不同电压等级的无功相互流动，提高系统运行的经济性。

4.1.3智能变电站无功电压综合控制的实现

全网无功电压控制一般采用集散控制，分为集中决策和分层控制，它包含各级调度端中心控制系统和厂站端的自动电压控制系统。智能变电站无功电压调节手段包括：站内有载调压变压器的分接头位置、无功补偿设备(包括电容器、电抗器、静止无功功率补偿设备等)。

智能变电站作为分散的一级调节控制系统，实现无功电压控制的策略：

智能变电站利用站内数据采集与监控系统采集生产运行数据，监视无功状态，根据电力系统无功/电压控制特性判断系统当前运行状况(电压是否正常，无功容量是否充裕)，执行预先制定的一系列控制措施，通过调节变压器分接头档位或投切电容、电抗器，以达到消除电压越限、降低网损的控制目标。

另一方面，调度端中心控制系统运用先进的无功优化模型，基于电网的角度对广域分散的无功设备进行协调优化控制，智能变电站的无功电压控制系统具备通信接口，能够通过调度数据网接收上级调度端的电压设定值，对站内无功电压设备自动调节，实现区域电压、无功的综合调节、控制。

4.2智能变电站全寿命周期综合优化管理

全寿命周期管理可以充分地识别出智能变电站项目中各单元内部及单元之间的风险因素，进行各阶段风险的连续跟踪，并将项目的所有参与者的信息进行最大程度的交流共享，使潜在风险达到最小化。能够避免单纯的定性定量风险分析的局限性，能够将整个风险分析与变电站建设密切结合，更好的通过多种方式反复验证，通过各阶段的实践对风险问题认识的准确度进行检验，更好的协助智能变电站风险管理。

智能变电站全寿命周期管理能够将决策者的经验、知识、风险分析理论、推理技术、数据信息和计算机技术进行有机结合，实现决策、风险管理和资料信息资源共享和沟通，弥补单一知识和单一功能部门风险管理问题。智能变电站全寿命周期管理能够提供规范化的风险分析工具，获得宝贵的全寿命周期管理经验。

4.3 分布协同控制与保护

4.3.1站域保护理念

根据《智能变电站技术导则》的描述，站域保护的理念对站内信息的集中处理、判断，实现站内安全自动控制装置(如备自投、母线分合运行)的协调工作，适应系统运行方式的要求。宜具备与大用户、电源等外部系统进行信息交换的功能，能转发进、出线运行状况等相关信息。

根据长春南500kV变电站的特点，本工程站域保护拟考虑本着运用集中或分布协调的方式采集全站运行数据进行分析计算，优化后备保护功能。通过综合利用变电站内各侧的电压或电流关系对各侧的故障进行定位以实现全站的快速且有选择性后备保护，提高保护自适应能力，同时在原有后备保护的基础上根据与之配合的主保护或者后备保护的动作情况来缩短该后备保护的延时。

4.3.2 目前变电站保护基本配置情况

继电保护装置包含主保护和后备保护。主保护作为被保护设备的快速保护，具有选择性，不和其他间隔配合，后备保护作为被保护设备本单元和相邻单元的后备保护，往往需要和其他单元的后备保护进行配合。

图4.3.2-1典型的500kV变电站的接线图(图中仅仅画一个主变间隔)。

图中500kV出线配置线路纵联保护作为线路主保护，配置后备距离保护和零序保护作为本线路的后备保护及相邻线路的后备保护。500kV母线保护配置母线差动保护，500kV断路器配置对应的断路器保护和失灵保护。500kV主变保护配置差动保护作为变压器的主保护，配置各侧后备保护作为本侧的后备保护及相邻母线(或线路)的后备保护。

220kV出线的配置和500kV配置相同，线路纵联保护作为线路主保护，配置后备距离保护和零序保护作为本线路的后备保护及相邻线路的后备保护。220kV母线保护配置母线差动保护和失灵保护。66kV母线一般不配置母线保护，66kV出线一般配置多段多时限的过流保护作为本单元的保护。500kV变电站的66kV侧一般为电容器和电抗器，不存在和下一级线路的配合问题。

4.3.3 站域保护的优点

当系统结构复杂时,常规保护各个间隔后备保护之间的配合越来越困难。后备保护的越级跳闸现象时有发生。

当500kV站66kV出线保护装置拒动，主变66kV侧后备动作跳闸切除低压侧开关，66kV母线全失压，扩大了事故范围。如66kV出线保护装置正确动作，但开关失灵，由于主变66kV侧后备动作时间长，故障切除慢，严重威胁到一次设备的安全。由于66kV母线无母差保护，只能依靠主变66kV侧后备动作，故障切除慢，同样严重威胁到一次设备的安全。220kV侧和500kV侧各个间隔的主保护很完备，一般不会出现拒动的情况，因此也很少出现后备越级跳闸等情况。如果某个间隔出现保护拒动，其动作情况和66kV侧的动作情况类似，这里不再一一列举。

综合上面的种种情况可以看出，常规500kV站的保护配置方面主要在后备保护方面存在较大不足。这些不足也是由当前常规变电站的现状所决定。随着智能变电站的迅速发展，变电站信息甚至全电网信息的共享，配置基于全站信息的站域保护的优势就更加明显。

4.3.4 站域保护的应用方案

当电压等级独立组网时，站域保护与各电压等级的主干网交换机相连，主要功能含有各间隔的后备保护、66kV侧的网络化母线保护、可扩展的稳控子单元、广域保护的预留接口等。构成示意图如下：

由于变电站中各个间隔的主保护和本间隔的后备保护仅仅保护本间隔，故这里提到的站域保护主要针对各个间隔之间的远后备保护和其他辅助功能而言。在配置了站域保护后，变电站系统中保护的功能分布将按照以下的原则进行重新分配。即各个间隔仅配置保护本间隔的主保护和后备保护，各个间隔之间甚至变电站之间的远后备保护均由站域保护来实现。

站域保护除了包含相邻各个间隔的远后备保护之外，还可以包含辅助保护。考虑到今后的发展，站域保护甚至可以含有部分的广域测量功能。基于全站信息共享的站域保护，上述常规保护的种种不足基本上能得到很好的解决。以66kV出线故障，线路拒动为例进行分析，传统上的保护，遇到这种情况只能由主变66kV侧的后备越级跳闸切除故障。而站域保护完全可以根据全站的信息量判断出66kV线路保护拒动，而不是66kV开关拒动，从而避免事故扩大。同时对于66kV开关拒动的情况，站域保护又可以快速切除主变66kV侧开关，保证设备的安全和稳定。

站域保护还包括继电保护的智能化恢复,利用全站信息，解决死区母线保护动作后的恢复等问题。

4.4变电站防灾减灾及反恐。

智能变电站配置灾害防范、安全防范子系统，留有与电网防灾减灾与应急指挥信息系统的通信接口，为各种自然灾害和突发事件的监测、预测、预警提供有效信息和判据，为指挥相关部门的应急联动提供决策依据。提供互联网强大的3G服务的功能,实现有关责任人在第一时间通过短信平台收到信息。

4.5电网状态估计

状态估计作为调度自动化系统(EMS)的核心功能，是运行电力系统其它应用软件的基础。状态估计利用SCADA(数据采集与监控系统)传来的量测数据，实时确定电网的接线方式和运行状态，按开关状态建立网络模型，估计出系统各母线上的电压幅值、相角和各元件的功率，同时检测、辨识不良量测数据，补充不足的量测点，加强电网的可观测性，从而维护一个完整可靠的实时网络状态数据库，为系统的分析计算提供完整的数据断面。

就单个变电站而言，站内辨识拓扑错误和坏数据，只需建立联变模型，增加一定数量的伪量测，就可辨识出遥信、遥测坏数据。

在变电站侧引入状态估计，能够在第一时间辨识出坏量测，拓扑错误和坏数据，对于提高基础数据质量和全网状态估计的精度，减少各级状态估计维护人员的工作量，满足智能电网快速状态估计，具有重要的意义。

4.6实现与电网的协调

随着智能电网的发展，智能变电站信息化、自动化、互动化需求不断加大，预留站内的各种高级应用系统的通信接口，转换成统一的标准模型数据后，用于实现高级应用系统相关对象间的互动，为相关生产、调度、管理部门提供辅助分析决策基础数据，满足智能电网运行和控制要求。

智能变电站与调度中心及集控中心的智能调度技术支持系统互动，通过两张调度数据网络平面，接收调度端和集控主站的各种指令信息，同时上传站内生产运行、技术分析数据和报表，变电站支持可视化的远程控制。作为电网的枢纽实现调度自动化系统的某些控制策略下放，以500 kV变电站为核心，与相邻500 kV变电站交换关键数据、掌控220 kV变电站的运行，与相邻的220kV变电站建立数据交互，实现站域保护、站域备自投、站域负荷控制等功能应用。变电站配合配电网电能质量系统，全面地监测区域配电网的电能质量状况，对区域电网进行网损评估和考核，与用电用户进行电价和电能质量的互动。