一种电缆线路新型就地馈线自动化模式

一种电缆线路的新型就地馈线自动化模式

张维1，张喜平2，郭上华1，杨献志2，赵文博2

（ 1.珠海许继电气有限公司，广东珠海519060； 2.中山供电局，广东中山528400）

摘要：讨论了电缆线路的新型就地馈线自动化模式，提出了主干线采用GPRS 馈线单元网络拓扑的区域故障定位与隔离，分支线采用就地分界保护功能，与变电站出口断路器级差配合的策略。详细论述了该策略的原理和方案，着重讨论了单元式网络拓扑机制和基于3G 无线专网的双通道通信机制：信息畸变、信息交互机制、信息交互时空特性、信息交互安全特性；给出了配套产品的整体设计，并在中山局五桂山进行了工程示范，验证了可靠性和准确性，对现有10kV 电缆网馈线自动化的探索具有较大的理论和实践指导意义。

关键字：电缆网；3G;馈线自动化；故障定位

0 引言

10kV 配电网架空线路馈线自动化经过十余年的发展，基于二遥配电终端的电压时间型、电流计数型等就地馈线自动化模式得到大规模应用,相间短路故障和小电阻系统接地故障得

到了有效的诊断[1-3];与此同时，随着对等分布式信息交互的智能分布式FA模式[4-5]的提出

和发展，架空线路的供电可靠性有望得到进一步提高。然而10kV 电缆线路馈线自动化的建设多年来发展缓慢，目前仅部分A+ 区采用光纤通信实现了主站集中型或智能分布型的故障自动定位与隔离，但受制于光通信网络铺设难以大面积推广；一部分地区引入电压时间型模式实现就地型故障自动定位与隔离[6]，其余地区依靠故障指示器实现故障自动定位[7]。传统

就地馈线自动化模式和故障定位技术虽然有效地降低了故障平均影响台区数量，但故障的自

动隔离和非故障区域恢复供电较长，已逐渐不能满足用户对供电质量及可靠性的要求。因此探索一种进一步提升供电可靠性、经济实用、易于推广的电缆网馈线自动化模式，具有十分重大的意义。

1电缆线路馈线自动化模式提出

如前节所述，目前国内对于电缆网线路馈线自动化模式的研究集中在以下两个方向：1）不依赖于通信的就地馈线自动化模式，如文献[8-9]提出的分层分区、两级级差保护配合电压

时间型逻辑的故障就地隔离模式；2）基于光纤通信的智能分布FA 模式，如文献[10-11] 提

出的基于GOOSE 传输的实时网络拓扑识别、故障定位与隔离，恢复供电的策略。前者投资小，见效快，供电可靠性偏低；后者投资大，建设周期长，供电可靠性高。

基于此，本文结合笔者所在项目组的工程经验和技术积累，将“不依赖于通信”重新定义为“不依赖于通信数据的同步性和高实时性”，提出一种新型就地馈线自动化模式，即基于继电保护和3G 网络重构的分层分界区域故障定位与隔离策略，实现馈线单元主从拓扑重构模式，完成线路的故障定位隔离与转供。该策略采用双通道通信方式借助于3G 专网，可

不受通信通道空间制约实现数据纵横两向传递，利用各节点状态信息完成主干线故障的定位

与隔离及快速复电；利用分界断路器成套设备与变电站出口断路器级差配合，实现分支线路

的故障就地隔离；对无线专网采用IPSec VPN安全认证、加密和身份识别技术，充分保证

了智能设备之间信息安全交互。

2区域故障定位与隔离策略 2.1新型电缆线路馈线自动化典型系统架构配置电缆线路典型系统构架如图1所示。

1）出口变电站CB1和CB2设定速断时限为0.3s。

2）主干线分段开关K1~K5配置自动化负荷开关，采用基于GPRS通信的分布式FA馈

线自动化，主干线FTU之间通过GPRS通信网络交换配电线路各节点故障状态、开关位置、开关拒动等相关信息；智能分布FA功能结合静态网络拓扑信息、线路故障信息、开关动态

位置信息和各FTU的GPRS通信状态判断所控制开关的运行状态，确定所控制开关的动作逻辑。

3）分支出线配置自动化断路器，采用就地保护功能，速断时限为0s,与变电站出口断路器CB1和CB2构成级差配合，实现分支线故障就地切除。

4）各FTU和FDR自动化终端通过另一个通道与主站进行信息交互，实现正常的二遥数据上送。

图1典型方案系统构成图

Fig.1 Typical system con figurati on

2.2主干线主从网络拓扑重构模式

基于对等通信的分布式 FA ，其拓扑重构较复杂、繁琐，一旦出现节点变动或新增，整 个网架拓扑的ID 必须重新演算，考虑到我国现有 10kV 电缆网线路的网架结构往往在使用 过程中会变动调整，本文采用馈线单元主从网络拓扑重构模式， 只需更改该节点及顺序以下 节点ID ，依靠主节点注册相关ID 并下发配置文件即可适应新网架，减少维护量。

本文参考文献［12-13］所提出的原则和意见， 在非健全机制下充分考虑各种不良因素，

并 结合工程现场进一步简化和实用化。 馈线单元主从网络拓扑重构模式的拓扑信息建立， 可简 化为负荷开关为节点，线路为边。故障处理所需要的开关信息包括：设备编号，相邻节点编 号，类型，状态以及是否有故障信息等。定义编号为

i 的开关的故障信息函数 f （i ），如

下： f （i ）= 1,节点有故障特征量

Q 节点无故障特征量

该模式下的主干线故障定位与隔离逻辑遵循以下原则：

总原则：每一条基于 GPRS 分布智能的馈电线路均配置 1台FTU 作为分布智能主控制 装置，即主节点，其他 FTU 为从节点。当线路出现故障时，所有从节点向主节点发送线路 故障数据，主节点根据线路拓扑信息和线路故障信息确定故障区段，再通知相应的从节点。 依据区域拓扑结构信息和分布式算法进行分析判断，

确定故障区域，完成故障区域的隔离和 复电；并且还根据通信故障信息、设备异常信息、

保护信号失真信息、开关拒动信息等畸变 信息决定后备保护、远后备保护策略。

分布式故障定位：以被保护的对象为一个逻辑区域（如开关

CB1和K1之间的配电线 路区段、开关 K1和K2之间的配电线路区段、开关 K2和K3之间的配电线路区段、开关 K3和LS 之间的配电线路区段）；逻辑区域为点，与逻辑区域相连接的开关为边，逻辑区

域，如图2所示。

电源区域

CB ？ 变电站出口断路器 图区域

2逻辑区域关联图

Fig.2 Associated logic regi on 盲区故障定位：变电站出线断路器

C B 1和C B 2之后的线路第1台开关之间的故障通过 转发服务器和K1、K1 主控制单元交互信息隔离故障并恢复故障负荷侧非故障区段的供电。

故障隔由主节点K1综合线路各开关 K1~K5及LS 的故障信息，使用分布智能方法

定位故障，将故障信息分别发送至故障两侧自动化点， 由自动化点依据接收到的故障信息和

(1) 域内相关联的开关只有一个开关有故障电流,

其他开关无故障电流，则该逻辑区域为故障区

K11

K12

F3/4 K15 F2 K14