黑龙江农村电网覆盖范围广泛，负荷密度相对较小，由于其中10 kV长距离线路供电占比较大，存在一系列技术性问题。包括线路阻抗大、用户电能质量差和供电可靠性低^[1]。为达成建设新型电力系统的目标，需要从电压合格率，网络损耗和供电可靠率考虑^[2]。在技术层面上可通过无功补偿和馈线自动化（feeder automation，FA）解决^[3]。

传统的馈线自动化措施由于受安装位置的限制^[4]，具有一系列潜在风险，如：判断故障点不够准确导致停电范围扩大^[5]、停电时间长等问题。因此本文提出一种基于光纤 + CAN总线的馈线自动化技术，可在不扩大停电范围的情况下实现对线路的自动切除，并通过上位机与下位机的相互配合实现无功功率的优化。

1.   馈线自动化基本原理

馈线自动化是指在电力系统关键位置安装下位机，通过传感器实时监测其电压电流等关键信息，由通信系统实时上传到上位机，上位机对数据进行分析，实时监控电力网络的运行状态。

当电网中发生故障时，上述系统可根据网络拓扑判断停电位置，并迅速确定断路器动作次序并命令下位机控制断路器动作，实现隔离故障，及时恢复无故障区域的供电。馈线自动化的具体实施方式可分为主站集中式和就地分布式。主站集中式通过收集下位机监测信息，判断网络运行状态，从而实现故障定位和隔离。就地分布式通过各个下位机之间的信息通信和逻辑判断，实现故障的隔离，并将信息上报，由于就地分布式的布置方式，存在切断故障时间长、开关动作频繁等问题。本文拟在主站集中式的基础上进行研究，其原理见图1。

图  1  馈线自动化装置切除故障示意图

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图1中，S₁为变电站出线开关，具有重合闸功能，其余无重合闸功能，图中A₇和A₈间发生永久性故障时，S₁保护动作，A₆和A₇动作，此时线路Ⅰ和线路Ⅱ停电。由于S₁具有重合闸功能，S₁闭合，此时线路Ⅰ恢复供电，线路Ⅱ中H₁区域未恢复供电。

2.   基于光纤 + CAN总线的馈线自动化

2.1   传统馈线自动化原理

传统的馈线自动化方式隔离故障时一般按照以下顺序，首先变电站出线开关动作切断电源，分段开关失压分闸，此后出线开关延时进行重合闸，分段开关按照供电有故障记忆在线路有压确认时间后进行合闸，其他无记忆开关按上述时间 + 延时时间后合闸。各级开关分段逐级合闸，最终合闸至故障点，此时由于故障导致线路电流突变，故障点前端开关判定合闸至故障点，直接跳闸并闭锁，故障点后端开关因瞬时恢复供电闭锁合闸，故障隔离完成。

此方式在故障定位时将导致无故障区域停电，且各区域恢复供电缓慢，降低了电力系统的供电可靠率。此外停电范围的扩大化也影响电力企业在用户中的信誉与形象。

2.2   基于光纤 + CAN总线的馈线自动化原理

为了提高供电可靠率，本文提出一种基于光纤 + CAN总线的馈线自动化技术，通过在各个节点设置CAN总线控制器，各节点间通过光纤进行通信，实现故障切除。

CAN总线对比其他总线具有许多优点，如最大通信速率可达1 Mbits/s，通信误码率小于10^–13。对比RS485、RS232等总线，CAN总线的最大通信距离在不增设中继时可达10 km，而RS485的最大通信距离约为1.2 km， RS232则更短，仅为15 m。对比CAN总线的多主从结构，RS485的单主从结构总线利用率较低，各节点间通信不够迅速。此外CAN总线每帧数据都有CRC校验等检错措施，可在高干扰工况下使用，具有较高的可靠性。而RS485没有此种检错措施，在故障时将导致总线瘫痪。CAN总线器件价格几乎为RS485的两倍，但由于其在通信上的稳定性，本文选择其作为下位机的通信方式。

在上位机与下位机的通信方式上，本文选择光纤作为通信方式，系统的通信即可视为零距离通信，保证了时效性，此外不受天气状况与地理环境的干扰，是最可靠的通信手段。若采用GPRS或5G等技术，在线路发生短路或天气状况较差时，会产生较大的电磁干扰，影响各个节点间的正常通信，降低了系统的可靠性。此外要增设认证服务器和防火墙来确保通信网络的安全性，增加了额外的成本。

光纤 + CAN总线的馈线自动化装置在设备上由负责遥测遥控的上位机和进行信息采集和控制开关动作的下位机构成，见图2。

图  2  光纤 + CAN总线的馈线自动化装置结构图

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在设备安装时，先对10 kV线路中的多个断路器节点进行排序，从电源端依次排序节点位帧ID，末端的节点位帧ID最小，优先级最高，此时形成网络的拓扑数据。当线路上发生短路故障时，短路点以上的线路断路器采集到短路电流，激活CAN总线控制器，此时末端节点CAN总线控制器主动与其他节点CAN总线控制器交换数据，距短路点最近的高优先级节点CAN总线控制器与检测到短路电流的CAN总线控制器进行通信，通信完毕后，通过下位机驱动断路器跳闸。下位机检测到断路器短路跳闸的信息后，通过光纤将其上传到上位机，上位机收到短路跳闸信息。

为判断故障是瞬时性还是永久性故障，上位机通过光纤指令下位机重合一次，下位机接到指令延时0.5 s后驱动短路跳闸断路器重合。此时，若为瞬时性故障则合闸成功，恢复正常状态，若为永久性故障则由CAN总线控制器通过下位机驱动断路器跳闸，上位机收到重合不成功跳闸信息后指令下位机将线路断路器闭锁跳闸状态。该策略避免了扩大停电范围，可有效提高电力企业的供电可靠率。

2.3   基于馈线自动化系统的无功优化功能

针对于黑龙江省农村10 kV线路较长与阻抗较大引起的电压质量问题和线路损耗问题，在本馈线自动化系统中，可通过上位机控制下位机投切电容器补偿的措施进行无功功率的优化。图3为无功功率优化结构示意图。

图  3  无功功率优化结构示意图

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基于图3的布置策略，本馈线自动化系统只需要安置点的电压信息、电容器的投切状态信息和线路首段无功功率需求值，不需要电流、有功功率和功率因数等信息，实现以安置点电压为约束条件和线路首端无功功率需求为约束条件的双控目的。

在采集各节点信息后通过光纤上传至上位机，上位机根据模糊控制算法计算出所需补偿线路需要投入或切除的补偿电容器的容量，此后通过下位机采集的线路各补偿点投切状态信息和实测电压确定投切对象后，再通过远程通信网络向下位机发送控制指令，使下位机根据命令投切电容器。实现了以往无功补偿单点控制转换为一条线路多点控制的目的。

通过以上无功补偿策略，可同时实现减少线路损耗和保证电压质量的双重目标。

3.   案例分析

本文对黑龙江省某地配电线路进行分析，当短路故障发生在10 kV开式网中时，如图4所示，其中A为电源，S₁为变电站出线开关，其余为断路器，图中黑色实心表示为合闸上状态。当A₄左侧发生故障时，S₁、A₁、A₂和A₄采集到短路点电流信息，此时CAN总线控制器激活，此时A₄的位帧ID最小，优先级最高。A₄节点的CAN总线控制器主动与其他节点交换信息，经过优先级判断A₄断路器跳闸，并上传信息至上位机，此时为判断故障是否为瞬时性故障，上位机命令A₄断路器延时0.5 s后重合，若恢复正常供电，则为瞬时性故障，否则A₄断路器重合闸不成功，并向值班人员发出信息。此种方式停电范围线路Ⅱ中H₁区域断电，未扩大停电范围，提高了供电可靠率。

图  4  开式网排除短路故障示意图

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当短路故障发生在10 kV多端供电网中时，如图5所示，其中包含A、B、C 3个电源，其中A₅与A₇表示断路器未合闸。线路左侧电源A线路A₄的位帧ID最小，优先级最高，线路右侧电源B线路A₅的优先级最高，电源C线路A₇的优先级最高。当A₂和A₃中间线路上发生永久性故障时，此时经过判断，选择从电源至短路点方向离短路点的最近的优先级最高的节点A₂主动跳闸，线路Ⅰ中H₁区域断电。为恢复供电，需要选择从电源B或电源C重构电能。此时经上位机计算电源B或电源C剩余容量是否能承担停电部分负荷并计算线路功率损耗，避免某一电源过载导致停电范围扩大。经计算后上位机选择最优线路进行重构电能，根据计算结果对A₅或A₇发出合闸命令，恢复故障区域停电。同时上位机对网络拓扑和各节点CAN总线位帧ID进行更新并上报。

图  5  多端供电网排除短路故障示意图

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4.   结束语

本文论述了一种基于光纤 + CAN总线的馈线自动化技术工作原理，并指出可利用现有馈线自动化装置实现线路多点无功功率补偿，从而提高电网的电能质量并减小功率损耗。结合实际工作中的开式网和多端供电网分析了工作过程，对比传统的馈线自动化方式，本馈线自动化技术可缩小停电范围、缩短停电时间，有效提高电网的供电可靠率和经济效益。针对于长距离且负荷密度小的10 kV线路，建议采取此种馈线自动化技术对线路进行改造。