电缆网馈线自动化规划与实用性方案研究

黄 伟，黄春艳，韩利群，何 通，张勇军，江浩侠

（1.华南理工大学，广东广州 510640；2.广东电网有限责任公司佛山供电局，广东佛山 528000；

3.广州市奔流电力科技有限公司，广东广州 510640）

0 引言

随着电力工业的迅速发展，日益庞大的电网规模对配电网的运维管理提出了更高的要求。与此同时，电力用户对电能质量和供电可靠性的要求越来越高。而实施配电自动化在国内外已逐步成为提高网络运行水平和管理水平、不间断提供优质电能的重要手段[1-3]。

馈线自动化（feeder automation，简称为FA）是配电自动化的重要组成部分，其主要作用是监测配电线路的运行状况，实现配电线路的故障定位、故障隔离和恢复非故障区域供电。目前国内外普遍采用的馈线自动化大致可归类为2种方案3种基本模式：一种方案是通过智能开关设备之间相互配合来实现，即就地控制型模式；另一种方案是通过计算机、通信网络和自动化远方终端设备实现，按需求功能不同可分为实现运行数据实时监测的运行监测型和实现远方遥控的集中控制型2种模式[4-8]。

目前我国架空线发生的主要是瞬时故障，可通过馈线出口断路器一次重合闸消除，因而架空线馈线自动化通常采用第一种方案就地控制型模式；而电缆线主要发生的是永久性故障，出于人身和设备安全考虑，一般不建议对电缆进行重合闸，因此电缆线馈线自动化主要采用第二种方案的2种模式[7-8]。架空线馈线自动化通常采用重合器与分段器配合的配置方案，具有设备配置简单、隔离故障成功率高的优点，但同时具有局部故障会导致全线停电、隔离故障需要多次重合对系统造成多次冲击等缺点[9-11]。电缆网应用较多的运行监测型和集中控制型馈线自动化也各有缺点，前者不具备实时故障处理功能，后者依赖于通信信道、投资费用高、建设难度较大、网络适应性差等。目前就地控制型馈线自动化较少应用在电缆网，虽然有文献从工程实践方面证明在电缆网采用与架空线一致的重合器与分段器配合的自动化模式是可行的[12]，但同样无法回避上文提到的缺点。

经过多年的实践和总结，架空线馈线自动化已形成一种有效避免传统缺点的改进方案，并取得较为成功的应用和推广[13]，但如何在电缆网开展馈线自动化规划与建设，目前还未有一个实际可行、易于推广、公认的好方法。目前城市配电网正在向电缆化发展，大中城市的电缆化率不断提高，而在负荷上升发展的现阶段，配电网还处于经常性的建设和改造当中，网架变化较快，因此探讨一种可适应电缆网不同阶段自动化需求、网络适应性高、具有长远发展潜力的馈线自动化方案显得尤为必要。

为解决上述需求，本文通过梳理馈线自动化规划的主要内容，以提出的电缆网网架优化方案为基础，相应的提出了以智能断路器柜为核心设备的电缆网馈线自动化方案。

1 馈线自动化规划的原则和思路

结合国内两大电网公司（国家电网公司和中国南方电网有限责任公司）出台的关于配电自动化的相关导则，总结归纳馈线自动化规划的原则和思路要点如下：

（1）馈线自动化应根据本地区配电网现状及发展需求分阶段、分步骤实施；

（2）馈线自动化规划与建设宜结合配电网一次系统规划与建设，在进行一次系统的新建及改造时，应考虑实施馈线自动化的需要；

（3）馈线自动化规划应结合地区配电网规模及应用需求，综合考虑建设区域一次网架结构及设备状况，合理选择馈线自动化实现方式，包括建设模式和通信方式等；

（4）馈线自动化规划应按照设备全寿命周期管理要求充分利用已有设备资源，结合一次设备的建设与改造逐步实施，避免对一次系统进行大规模的提前改造。

2 馈线自动化规划的主要内容和步骤

2.1 网架优化是馈线自动化的前提和基础

坚实可靠的配电网络是实施配电自动化的前提和基础。

在城市配电线路由架空线路向地埋电缆过渡的初期，由于网架的构建缺乏规范性的指导，导致现状城市电缆网结构普遍较为复杂，存在层次不清、联络混乱等问题。复杂多变的配电网络不仅给实际调度运行操作带来一定的难度，也不利于馈线自动化的实施。因此，在对电缆网规划实施馈线自动化之前，应优先做好电缆网一次网架的优化和建设。

2.2 建设模式选取

不同的馈线自动化模式的实施作用、实现方式、通信要求等都有所不同，3种基本建设模式比较结果如表1所示。

表1 建设模式比较

由于运行监测型不具备实时故障处理功能，集中控制型需对一次设备进行较大规模的改造建设且对通信方式要求高，在现状光缆通道普遍匮乏的情况下，可考虑在电缆网开展就地控制型馈线自动化。同时鉴于3种基本模式各有优缺点，单一模式难以适应现状复杂多变的配电网及其未来的发展需求，可考虑采用混合模式进行规划建设。

2.3 通信方式选取

目前在配电自动化中可供使用、选择的通信方式有光纤通信、中压电力载波、无线通信（专网、公网）等多种方式，其中技术较为成熟、应用相对广泛的主要是光纤通信和无线公网这两种，它们的技术比较结果如表2所示。

表2 通信方式比较

结合建设模式和通信方式的比较结果，对不同自动化模式采用通信方式的选取建议如表3所示。

表3 通信方式选取建议

2.4 开关自动化改造

实施自动化，需根据要实现的自动化功能对开关设备进行相应的自动化改造，对不具备改造条件的结合开关运行年限进行更换，暂不符合更换条件的可配置带通信功能的故障指示器。

开关自动化改造应与一次网架建设相配合，并符合自动化规划的发展方向。对于新建线路的一次设备，应同步配置与规划相应的自动化功能；对于原有线路的一次设备，应结合相关的改造工程和大修技改项目，将符合改造更换条件的开关按规划实现的自动化功能进行配置。

3 规划案例

下文以南方某地区电缆网的馈线自动化规划方案作为案例参考。

3.1 案例背景

该地区现状电缆网同样存在结构复杂的问题，尤其是在旧城区，有的环网线路组涉及线路多达6、7回。同时随着电缆化率的不断提高，电缆线路故障率增长态势比较明显，且电缆线路超过80%的故障发生在分支线。地区现状光纤通道匮乏。

3.2 电缆线路网架优化规划方案

为了梳理好线路主干线、分支线网络拓扑关系，地区供电局出台相关技术规范，规定了电缆线路组网原则：电缆网网络结构原则上分两层，第一层为干线上的配电站（或开关站、环网箱），即“主干配”；第二层为主干配引出的配电设施。其中与线路结构相关的规定有：

（1）每一条主环线路上主干配的个数以5个及以下为宜。

（2）主干配优先考虑建设配电站（开关站），尽量少使用电缆分支箱。箱变不应接入主环网。

（3）主干配应根据负荷的分布情况和线路长度综合设置，每一主干配的馈出装见容量不宜小于2 500 kVA。

（4）环网线路组装接容量应根据负荷性质加以控制，其供电容量按“N-1”原则校核。

（5）支线从主环主干配馈出，若构成支环原则上要求在同一段母线进行自环，支环的实供负荷不宜大于3 000 kW，装见总容量不宜超过5 000 kVA。

图1给出了电缆网主干配结构示意图。

按上述要求规范和简化电缆网结线，层次清晰、结构简单，可提高供电可靠性，有利于配网安全运行及馈线自动化实施。

3.3 电缆网馈线自动化规划方案

在电缆网主干配接线模式的基础上，提出的馈线自动化配置方案如下：

（1）“主干配”配电站（开关站）

1）主干线“主干配”节点，在主干线出线柜处配置电缆型故障指示器。

2）分支线采用智能分界断路器柜成套设备，暂不具备更换改造的分支线柜可配置电缆型故障指示器。

3）主进出线柜按断路器柜选型，初期暂不配置控制单元，但预留相应接口和安装位置。

4）自动化建设结合配网基建工程：对于新建“主干配”配电站（开关站）按照以上原则进行配置；对现有“主干配”配电站（开关站）应结合配网改造项目，按照以上原则进行配置。

（2）支环配电站

支环上配电站可在出线柜配置具备通信功能的电缆型故障指示器。

图1 电缆网主干配结构示意图

（3）用户分界点

用户分界点装设具有快速保护功能的断路器型开关设备。

鉴于地区电缆线路故障有80%以上是发生在分支线上，考虑投资效益最大化原则，初期的电缆网馈线自动化规划以“故障指示器+分支线分界断路器”的配置方式实施就地控制型馈线自动化。

图2给出了该地区电缆网馈线自动化最终配置方案示意图。图2中，CB为变电站馈线断路器，K为主进出线断路器（初期可暂不配置控制单元），ZB为分支线智能分界断路器，LS为联络开关，YB为用户分界开关，FI为故障指示器。

CB、ZB、YB之间通过设置不同的保护动作延时时间来实现保护配合，动作延时时间满足：

式中，TCB为CB保护动作时间，TZB为CB保护动作时间，TYB为YB保护动作时间，T为断路器保护配置的最小时间级差。

3.4 通信方式选择

实施就地控制型馈线自动化，无需通信手段即可实现故障的迅速隔离；若配合通信手段可实时监控各开关的状态，开关动作时向后台发送故障信号，实现故障的快速定位，同时可实时采集监视馈线潮流和开关运行信息。因此，初期可采用无线公网通信方式，远期随光缆通道的不断覆盖再升级为光纤通信方式。

3.5 设备选择

（1）故障指示器

要求具备通信终端的“二遥”电缆型故障指示器，具备短路和接地故障检测功能。

（2）智能断路器

安装在“主干配”配电站（开关站）的智能断路器柜，采用模块化设计的成套开关柜。设备具有灵活性，可方便地按需要配置和升级，支持多种通信方式。另外，采用成套设备可以避免二次接线，降低工程难度，减少维护工作量，提高开关设备的可靠性。

图2 电缆网馈线自动化最终配置方案

智能断路器柜与智能负荷开关柜相比有如下优势：

（1）若采用智能负荷开关柜，无论采用哪种馈线自动化模式，线路局部故障都会造成馈线全线停电；智能断路器具备切除故障电流能力，可以避免因局部故障造成的全线停电。

（2）通常同一回馈线上的开关设备投运年限不一、型号差异较大，若采用智能负荷开关柜实现就地控制功能，需要多台开关相互配合实现，应1组馈线同时进行改造更换，由此会导致相当一部分不具备改造条件而运行年限又较低的设备面临更换；智能断路器投入后只要做好保护配合即可独立发挥故障自动隔离功能，可以结合一次网架建设工程单个网点逐步建设，由此避免了开关设备因实施自动化而进行大规模更换。

3.6 建设模式的升级及故障处理策略

远期随着网架结构向主干配接线模式完善、主干配节点开关的逐步更换以及区域光缆通道的不断完善，在条件成熟时配置光纤通信方式，即可实现就地控制型馈线自动化向集中控制型自动化的平滑过渡。

（1）初期电缆网馈线自动化

馈线自动化方案：配置“故障指示器+分支线分界断路器”，采用无线通信方式，实施“运行监测型+就地控制型”混合模式。

故障处理策略：若为主干线故障，CB跳闸，需要根据故障指示器上传信号定位故障区域后，人工现场隔离故障段和恢复非故障段供电；若为分支线故障，ZB先于CB动作，故障分支线自动切除；若为用户故障，则YB直接跳闸，防止用户故障出门。

（2）远期电缆网馈线自动化

馈线自动化方案：配置“故障指示器+主干配智能断路器”（即图2所示方案），配置光纤通信方式，实施“集中控制型+就地控制型”混合模式。

故障处理策略：若为主干线故障，相邻的K通过相互通信定位故障区间后自动跳闸隔离故障段，由主站发出操作命令遥控备用线路联络开关合闸，恢复故障区域下游供电；若为分支线故障，ZB先于CB动作，故障分支线自动切除，然后主站根据上报故障信息定位故障区域，发出操作命令遥控断开故障点电源侧开关并闭合分支线分界断路器，切除故障区域并恢复分支线故障区域上游供电；若为用户故障，则YB直接跳闸，防止用户故障出门。

3.7 规划方案的优越性

案例中的电缆网馈线自动化方案的优越性如下。

（1）持续建设。规范了电缆线路网架结构，并规划在其基础上实施馈线自动化，馈线自动化建设与一次网架建设的发展趋势保持一致，避免了网架变化造成的重复建设和浪费。

（2）经济实用。采用智能断路器柜实施就地控制型自动化，即可实现故障快速隔离，又避免了光缆通道建设的高额投资；初期先考虑在故障占比超过80%的分支线设置分界断路器，符合投资效益最大化原则。

（3）建设灵活。方案采用智能断路器为核心设备实施馈线自动化，初期实施就地控制模式，采用无线公网通信，因此只要线路主干与分支结构清晰、监测网点具备条件，自动化建设视网架和设备情况甚至可以按点实施。

（4）便于升级。由于采用的智能断路器柜成套设备可方便地按需要配置和升级，支持多种通信方式，未来只要光纤通信条件成熟，即可由就地控制型馈线自动化顺利升级为集中控制型馈线自动化，而无需再对开关设备进行较大的改造或更换。

4 结论

馈线自动化规划需与地区配电网现状特点相结合，单一馈线自动化模式各有优缺点，可考虑采用混合模式进行优化，实现投资效益最大化。

本文所提出的电缆网馈线自动化规划方案，是在优化的电缆网网架方案上实施以智能断路器柜为核心设备的馈线自动化，因此馈线自动化建设与一次网架的发展趋势相一致；再加上智能断路器具备独立的故障自动隔离功能、满足高层次自动化水平功能要求等优势，使得方案具有实用性、灵活性、可持续性。

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