电缆网自动化

电缆网自动化（精选十篇）

电缆网自动化 篇1

10k V配电网架空线路馈线自动化经过十余年的发展,基于二遥(遥测、遥信)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[1,2,3];与此同时,随着对分布式信息交互的智能分布式FA模式[4,5]的提出和应用,架空线路的供电可靠性有望得到进一步提高。但因光通信网络铺设难以大面积推广,10k V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;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。因此探索一种经济实用、可进一步提升供电可靠性又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

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,恢复供电的模式。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,本文结合作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3G双通道通信方式,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;采用IPSec VPN安全认证、加密和身份识别技术,充分保证了基于无线专网的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)变电站出口断路器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3G通信的分布式FA馈线自动化,主干线FTU之间通过3G通信专网交换采集的故障状态、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3G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,实现二遥数据上送。

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10k V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,只需更改该节点及相关节点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:

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。各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。当逻辑区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域,如图2所示。

盲区故障定位:变电站出线断路器CB1和CB2之后的线路第1台开关之间的故障通过主站系统转发服务器和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。

故障隔离: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自身故障信息,主动识别并发出跳闸命令,从而隔离故障。

联络转供:由主节点综合故障后开关动作状态信息,向LS发出故障成功隔离信息。LS接收到该信息后,进入转供逻辑判断,完成转供。

后备保护:当故障区段两侧有多个通信模块或一二次设备异常时,由相邻的电源侧或负荷侧分段开关后备保护分闸,隔离故障。

模式切换:当通信通道处于非正常状态,整个分布式处理机制退出,自动切换到就地传统的电压时间型馈线自动化模式。

2.3 分支线两级级差保护模式

将分支线与变电站出口保护两级级差配合,另外考虑分支分界和用户分界同时存在,可同时跳闸,依靠分支自动化设备一次重合实现故障定位与隔离;考虑到现有设备的制造工艺水平以及电缆线路短路电流承受水平,变电站10k V电缆出口断路器“速断保护时间”可调整一定延时,一般为0.3s。如图3所示,根据线路或用户分布情况,分支线配置分支线分界断路器,原则上按照0.15s进行级差配合,对于分支线分界断路器和用户分界断路器均为0s的情况下,可通过分支线分界断路器重合闸来实现用户故障的处理。由于该模式和相关技术产品比较成熟,本文不再赘述。

3 双通信通道的 3G 无线专网通信

如前文所述,采用双通信通道的3G无线专网通信传递各节点状态信息,可以摒除主站集中型由于数据广播风暴、信息拥塞情况而导致的配电网自动化功能瘫痪;也可以充分发挥无线网络传输空间制约小、建设周期短、建设费用低的优势;同时采用IPSec VPN安全认证、加密和身份识别技术,充分保证了基于3G公网智能设备之间信息交互安全性和可靠性。通信数据流如图4所示。

由于本文提出的策略依赖于3G专网通信,则必须充分研究信息畸变、信息交互机制、信息交互时空特性、信息交互安全特性四大方面的问题。

3.1 信息畸变情况分析与处理

当馈线发生故障而设备有异常信息、保护信号失真信息、开关拒动信息、通信故障信息时,为正确隔离故障,缩小故障隔离范围,按照分布式馈线自动化故障判定原则,当某开关收到相邻开关的异常信息或判定有畸变信息,并且该开关检测到故障电流时,开关分闸。若开关未检测到故障电流则开关不动作,其描述为:

式中: Ax为开关x的动作逻辑值,逻辑0为不动作,逻辑1为动作分闸;INx为开关x的故障电流逻辑值,其描述为:

式中: II为流过开关的负荷电流值;Ic为开关的电流保护整定值。

ROx为开关x的相邻设备畸变信息逻辑值,其中逻辑1为相邻设备有畸变信息,逻辑0为相邻设备无畸变信息。开关x的描述为:

式中:ROxj(j=1,2,…,n)为开关x相邻设备的畸变信息逻辑值,逻辑值1为有畸变信息,逻辑0为无畸变信息。

3.2 信息交互机制

在采用无线GPRS通信方式的网络通信系统中,不可避免地会出现数据包丢失的情况。数据包丢失可能是节点失败、网络拥塞和数据碰撞造成的。因为网络带宽有限,且传输通道由系统中各节点共享,因此在某一时间内能够存取数据的传输通道和系统发信源的数目是有限的,当负载较大时,很容易发生节点失败、网络拥塞和数据碰撞等情况,造成数据包丢失。

为了减少无线GPRS通信方式下数据丢包率,建立数据传输重发机制,可提高容错处理能力。信息交互机制如图5所示。

3.3 信息交互时空特性

信息交互时空特性主要分析信息报文的传输路径、传输时延、信号强度等,如图6所示。

传输时间指从发送方将数据内容置于其传输栈时刻开始,直到接收方从其传输栈中取出数据时结束;传输路径指智能装置DSl的功能Fl把报文发送到位于智能装置DS2中的功能F2的整个流程。发送节点和接收节点各需经历3个步骤。发送节点需要经过如下3个步骤:1功能Fl将等待发送的报文按照帧格式进行封装,经过调用发送给GPRS通信模块中的发送缓冲区;2在GPRS通信模块将需要发送的报文经过高层的协议栈后,调用介质访问控制层以太网通讯处理器的驱动程序发送模块;3报文通过物理层的通信接口串行发送出去。对应于发送节点,接收节点也要依次经过类似的3个步骤,不再赘述。

根据上面的分析可知,基于分布智能通信系统的报文传输过程就是由发送节点的某一功能先发送一个报文,经过各层协议栈的封装和解析之后,通过网络最终到达接收节点的某一功能的过程。这个过程中会产生网络时延,根据时延产生过程和特性的不同,报文传输时延t一般有3个不同的组成部分(见图6)。

发送节点的延时ta:它由两个部分组成,一部分是DSl中的发送功能F1在进行数据处理和协议封装以及将报文从DSl的应用数据缓冲区中复制到GPRS通信模块的发送缓冲区的过程中产生的时延ta1;另一部分是报文在发送缓冲区中暂存而引起的排队等待时延ta2。

网络传输时延tb:通信链路上,报文从DSl开始发送至报文到达DS2的过程中产生的时延,主要由路由器等网络设备所耗费的时间和等待时间组成。若一个报文在从DSl到DS2的过程中,经过了m个网络中间节点与n条通信链路,则:

式中:X为发送时延,即在通信链路上,DSl从开始发送报文的第1个比特到发送完最后一个比特所花费的时间,它取决于数据的传输速率和报文的长度;Y为交换时延,即路由器、交换机等网络中间节点在接收到报文至该报文开始发送所产生的时延;Z为传输时延,即在通信链路上,DSl开始发送第1个比特到该比特到达DS2所产生的时延。

接收节点的时延tc:由两个部分组成,一部分是报文在DS2的GPRS通信模块的接收缓冲中暂存时产生的时延tc1;另一部分是DS2对报文进行去除报头、协议拆封、数据重装、通知报文到达以及应用数据复制的过程中产生的时延tc2。

因此,报文的总传输时延t可以表示为:

网络的状态会随着时间不断变化,网络的流量也是不稳定的,当流量较大的时候,许多数据包就在节点的队列中排队等候,因此各个数据包在传输过程中的时延并不一致。时延抖动描述的是网络传输延时的变化情况。如果时延抖动大,说明网络不稳定,反之网络较稳定。在实际网络中,常以数据包的最小延时和最大延时与平均延时作比较。

图7~ 图9给出了无线GPRS通信在室内、室外、一天时间段下各种数据延迟统计情况:室外好于室内,11:00~13:00时段(中午)和22:00~23:00时段(睡前)的数据延迟最高。图中横坐标表示时段(整点),纵坐标表示该时段内终端平均延迟(单位:s)。

3.4 信息交互安全性

GPRS通信从物理层面来看,GPRS无线专网与公众广域网的一部分(基站、GGSN和电信内部的路由器)共用,有可能导入不安全的因素;从逻辑层面来看,GPRS无线专网是一个相对独立的专用网络,在电信运营商内部是与公众网隔离的,且具有独立的寻址空间,可以认为是一种专用通道,其安全级别高于普通的广域网,又低于电力系统独立建设的专网。因此探索在物理层、接入层、传输层、应用层上开发安全认证和加密技术,确保电力生产系统的安全性不受损害。

物理层:每个区域配电网的智能决策中心对GPRS通信终端和SIM卡进行绑定处理;随机密钥预分布方案,在脱机的环境中生成一个比较大的密钥池,每个节点随机从密钥池中获得一部分密钥构成密钥环。网络部署后,只要本区域内的业务节点之间拥有一对相同的密钥就可以用此密钥构成安全通道。为了进一步提高系统抵抗力,使用g-composite方案,该方案将两个节点公共密钥的个数由1提高到q,增加了网络攻击的难度。

接入层:每个区域配电网的智能决策中心设置防火墙规则,只允许本区域内的业务使用;对GPRS无线通信终端设置多级管理密码。

传输层:采用IPSec VPN认证和加密技术有效防止入侵,在VPN隧道中,所有的数据均经过高强度的加密后再进行传输,并具有完整性校验措施。隧道的两端均为自有的设备和网络,在隧道的中间环节 ( 包括运营商的内部网络)只能看到加密后的数据,无法对数据报文进行解读、篡改和伪造。

应用层:1加强报文检查及认证。对数据报文加强检查,丢弃非预期的数据报文(地址非法、格式异常、校验错误等情况)并进行记录;2提高容错处理能力。对错误格式的报文应有容错机制,避免在收到非预期的数据报文时出现程序崩溃、数据丢失等情况;3防止缓冲区溢出攻击。程序处理机制应严格,对边界的检查应明确有效,避免处理时出现缓冲区溢出的情况;4防止拒绝服务攻击。在收到大量的异常报文时应能妥善处理,避免造成拒绝服务攻击。

4 成套设备的研制与工程应用

前文阐述了电缆馈线自动化模式的原理和方案配置,本节主要阐述该模式的工程应用情况。配套产品的整体设计方案如图10所示,采用电子式互感器、分布智能保护算法和以超级电容为后备电源的电源系统。

该产品实现了功能模块化、软硬件可配置,并提供了可视化的测试软件界面,大大缩减了工程配置难度,如图11所示。

2012年底,基于GPRS FA的10套设备在中山局五桂山正式挂网试运行,系统构架图如图12所示,运行期间该线路共发生故障3起,前两起故障仅记录故障信息未能准确动作,研发人员根据现场情况和数据记录分析,完善了相关逻辑和机制,见表1。2013年10月13日线路第3次故障,FA准确动作,隔离故障并转供成功,实现了35s内的故障隔离与转供电。

5 结语

电缆网自动化 篇2

一、10kV電缆常见故障及原因

加强电网运行管理，能够有效减少电网故障发生。而通过对电网故障的分析，又能促进电网电缆运行管理的提升。下面简单例举电网电缆的常见故障：

（1）超负荷运行：电缆的超负荷运行对电缆损害极大，超负荷运行会产生大量的热，使电缆温度持续升高，导致电缆绝缘性能老化，甚至出现热击穿故障。（2）机械损伤：误操作安装电缆会导致电缆机械性损伤，而就近施工可能也会无意破坏电缆，引发电缆故障。（3）电缆接地故障：电缆接地通常是由于绝缘子破裂引起的，绝缘子破裂导致绝缘性能降低，导电电阻降低，从而引发接地故障。（4）电腐蚀：电车轨道附近铺设的电缆长期会处在强力磁场中，从而导致电缆的外皮铅包部分腐蚀致穿，绝缘性遭到破坏。（5）化学腐蚀：高空电缆常年受到雨水冲刷，受酸性雨影响可能会发生化学腐蚀。地设电缆则因长期处于地下，靠近酸碱排放污水区，往往造成铅包腐蚀严重，造成漏电故障。（6）地面沉积：铺设在公路或者建筑下的电网电缆，会因为承重受力导致变形，导致电缆铅包和铠装破裂造成故障。（7）绝缘物流失：对于不平地势电缆铺设，落差导致电缆绝缘物质流向低处。造成高处电缆绝缘能努力下降而引发故障。（8）震动破裂：电缆受外力震动导致绝缘外皮弹性受损，形成故障。（9）自身缺陷：电缆材料在生产制作过程中存在的质量漏洞，导致电缆性能缺陷故障。（10）自然灾害：各种自然灾害会对电缆造成重大影响，比如大风可能刮断电缆，雷击击穿电缆或者击断电缆支撑，造成电缆断裂。（11）管理因素：电缆的运行维护管理不到位，缺乏电缆检查维护保养管理工作。

二、10kV电缆运行管理内容

1、电缆管理维护

10kV配电网电缆通常架设在室外，运行环境极其复杂恶劣，遭受自然天灾因素损害严重。所以，外设10kV配电网电缆的维护工作十分重要。确保10kV电缆完整性和可靠性运行，有利于加强电缆的安全稳定。经过研究表明，10kV电缆的运行环境中，酸碱腐蚀、外力破坏、自身老化等问题都会影响电缆安全稳定运行。因此想要加强电缆运行管理工作，就必须熟识电缆损害的环境影响因素，并加强运行环境保护。除此之外，还要对电缆的温度进行监控，保证温度被控制在一定的允许范围内，并且电压和负荷状态都必须正常。需要引起重视的是在额定的负载下，油纸和聚乙烯材料承受上限温度通常是60℃和90℃，而当出现短路故障时，两种材料的高温上限将变成250℃。测量温度时，需要严格执行标准，工作电压要保持在额定电压的15%以内。保证电缆电压负载正常，保持供电可靠性。

2、10kV电缆附件管理

电缆附件的制作和安全过程，需要严格遵守电缆设计规范，合理布设电缆间距，确保电缆之间互不干扰。户外间距要保持0.2m以上，而室内则需要控制在0.125m以上。如果受到条件限制，无法达到布设标准，则需要加强绝缘处理，提高电缆安全标准。绝缘处理加强方式可以使用绝缘护套或者绝缘带，确保绝缘完整。架空线路电缆连接处理要紧密，防止接触不良，避免过程情况出现。同时在布设电缆过程中，相关的警示标志和技术标准必须完整清楚。

3、电力管沟管理

电力管沟维护是地下电缆维护的主要方式，由于电缆埋设在地下，管道内杂物必须得到及时处理，确保管沟和排水口畅通。电缆安装过程中要根据设计要求设置独立排水口，与其他排水口错开，同时电缆安装在预设位置，并进行固定。最后再对盖板和标识的完整性进行确认，同时保证排水功能正常。

三、10kV电缆运行管理措施

1、建立并且完善10kV电缆的管理制度

为了提高10kV配电网电缆运行的维护、管理水平，对电缆运行的细化监督必须执行到位。工作分工明确，责任落实到个人，管理内容具体化，尽量保证在管理过程中避免疏忽导致的故障停电事故。根据10kV配电网电缆在运行过程中和在对其进行维护管理的过程中遇到的问题，进行整理分析，优化处理，不断完善其管理制度，逐步形成施工工艺和流程，确保对10kV配电网电缆运行的管理工作稳定安全有效进行。

2、标准化作业

①规范验收标准。严格控制10kV配电网电缆的施工过程，按照施工工艺和流程对10kV配电网电缆进行标准化安装、调试、运行、维护。在施工完成后，检查电缆走向牌、标志牌和警示牌等是否齐全，相关施工及试验报告、监理报告等相关技术资料是否完好保存。在技术参数上，重点注意电缆铺设过程中相关设施的安装制作，严格把关工程验收环节，对施工质量、施工进度严密掌控。保证工程达到标准。拒绝验收未达到验收标准的10kV配电网电缆工程项目，必须提出相应的可行方案，然后根据整改方案进行返工，返工合格后给予验收。整改工程的实际资料需要整理归档，并注明整改原因和整改细节，为日后检修维护提供资料。②加强巡视管理。10kV配电网电缆的日常维护管理主要是进行巡视管理，除了常规巡视外，还要制定严格的巡视规程和指导说明。对巡视中遇到的问题处理等必须记录在案，作为巡视处理的依据。③定时检修。除了靠日常巡视发现故障隐患等问题外，10kV配电网电缆的维护工作中还需要进行定时检修。通过对电缆的运行状态实时监控，及时掌握电缆各参数异常情况，确保第一时间发现问题，并针对问题制定合理定时检修计划，提高电缆检修工作的准确性，避免浪费人力物力，实现科学标准化管理。④进行预防性试验。通过测试电缆的各种性能，对正常10kV配电网电缆管理过程中可能遇到的问题进行虚拟分析，并结合试验结果完善电缆的维护检修具体细节。全面提升10kV电缆运行的管理质量。

3、科学化管理

随着科学技术的不断发展，很多电缆运行维护工作相关的科技产品和技术手段都应运而生。对于10kV配电网电缆的维护保养工作而言，很多新兴的科技监测产品都能给工作带来便利。技能节约人力成本，也能方便完成任务，同时还可以对工作的所以相关信息真实记录，为日后的照常维护提供数据保障。

总结

10kV配电网电缆运行的可靠性随着电网的升级改造和结构完善工作开展而备受瞩目。为了维护电缆的安全可靠性运行，必须对10kV配电网电缆运行的管理工作制度化优化处理，提供完善、可靠、有效的管理流程。并且需要加强工作人员自身职业素养，提升专业的电缆运行管理知识，保证能够完成标准的维护工作。确保10kV配电网电缆稳定、安全运行。

混合光纤同轴电缆网简析 篇3

关键词：混合光纤同轴电缆网,光纤到户,宽带调制解调器

1 HFC概述

HFC是Hybrid Fiber-Coax[1]的缩写,是指采用光纤传输系统与同轴电缆分配网相结合的宽带传输平台。目前分为单向HFC和双向HFC两种[2],但由于单向HFC只能运营广播业务,而双向HFC则可以运营各种数字业务。通常把双向HFC网络称为HFC,而将单向HFC称为CATV[3]。

HFC 既是一种灵活的接入系统同时也是一种优良的传输系统,HFC铜缆和光缆搭配起来,同时提供两种物理媒质所具有的优秀特性。HFC 在向新兴宽带应用提供带宽需求的同时却比FTTH(光纤到户)或者SDV(交换式数字视频)等解决方案便宜得多。HFC 可同时支持模拟和数字传输,在大多数情况下,HFC 可以同现有的设备和设施合并。

2 HFC的现状

HFC网以其覆盖范围广、频带宽和接续时间长等优点,被认为是综合业务宽带接入向光纤到户(FTTH)过渡的理想方案。和同轴电缆网相比,HFC网损耗小、可靠性高、抗干扰能力强、带宽更宽,为网络多功能综合业务的开发创造了有利条件。目前,HFC在一个500户左右的光节点覆盖区可以提供60路模拟广播电视节目、下行速率至少10 MB/s以上的数据业务,利用550 MHz～750 MHz频带还可提供至少200路MPEG-2的数字电视业务以及其它双向数据业务[4]。

1998年3月,国际电联ITU-T第9研究组批准了一批新的J系列建议,其中J.93(有线电视系统中数字电视二次分配的条件接入要求),J.112(交互有线电视业务的传输系统)和J.113(通过PSTN/ISDN的数字视频广播交互通道)等建议规范了HFC接入方式,为HFC交互业务的大规模商业应用铺平了道路,将有力推动HFC网向多功能应用的方向发展。

HFC 支持现有的、新兴的全部传输技术,其中包括ATM、帧中继、SONET和SMDS。一旦HFC 部署到位,它可以很方便地被运营商扩展以满足日益增长的服务需求以及支持新型服务。总之,在目前和可预见的未来,HFC都是一种理想的、全方位的服务媒质。

HFC具备强大的功能和高度的灵活性,已经使之成为有线电视(CATV)和电信服务供应商的首选技术。由于HFC 结构和现有有线电视网络结构相似,所以有线电视网络公司对HFC 特别青睐,他们非常希望这一利器可以帮助他们在未来多种服务竞争局面下获得现有的电信服务供应商似的地位[5]。

由于HFC有线电视网络具有这些明显的优势,基于HFC结构、采用Cable Modem技术的宽带接入发展势头特别迅猛。2004年Cable Modem全球用户数已达4 200万。据IDC预测,2008年Cable Modem用户数量将达到6 940万人。

我国的有线电视经过了30多年的发展,全国有线电视网络线路总长度现在超过了4 000 000 km,光纤干线达到390 000 km,几乎县县开通有线电视,其中900多个县已实现了光纤到乡、到村,HFC网正在成为发展的主流。目前,有线电视用户总数已超过1亿。在这种条件下,可以依托有线电视网络资源,利用PC/Cable Modem或TV/STB组合实现宽带接入,向普通百姓提供视频、话音、数据“三合一”的多媒体信息服务。基于HFC结构、利用Cable Modem实现宽带接入不仅提供了对Internet的高速数据接入服务,还能提供交互式数字电视服务以及IPphone话音服务。

3 HFC的优点

HFC 真正的优势在于融合服务环境下的综合支持能力,它可以统一提供所有的模拟有线电视频道,互联网高速接入,话音业务和高质量的交互式视频业务等。HFC网络由光纤和同轴电缆组成,光缆铺设到小区,然后通过光电转换节点,利用有线电视的树型同轴电缆网络连到终端用户,作为宽带综合业务的接入平台,将信号送到用户家中。由于用光纤代替同轴干线电缆后网络性能获得极大的改进,以致于在实现高效率宽带交互通信时,早期的“光纤到户”目标不再认为是必须的。这样HFC为将来宽带信号带入家庭铺平了最后1 km[6]。

HFC本身是一个CATV网络,视频信号可以直接进入用户的电视机,采用新的数字调制技术和数字压缩技术,可以向用户提供数字电视和HDTV。同时,话音和高速的数据可以调制到不同的频段上传送,来提供电话和数据业务。这样HFC支持全部现存的和发展的窄带和宽带业务,成为所谓的全业务宽带网络。而且,HFC可以简单地过渡到FTTH网络,为光纤用户环路的建设提供了一种循序渐进的手段。采用HFC网络实现三网合一是通过Cable Modem技术实现的[7]。

3.1 数据传输的实现

在cable modem技术中,采用了双向非对称技术,在频谱中分配90 MHz～860 MHz间的一个频段作为下行的数据信道。对一个6 MHz的模拟带宽,通过64QAM和256QAM数字调制,传输速率达到27 Mbps～36 Mbps。同时在频谱中分配5 MHz～50 MHz中的一个频段作为上行回传。采用QPSK或者16QAM调制,对200 kHz～3.2 MHz的模拟带宽调制后,可获得0.3 Mbps～10 Mbps的速率。通过上行和下行数据信道形成数据传输的回路。实现的业务有Internet的高速接入、E-mail、计算机互连、家用办公等。

3.2 话音的传输

由于采用IP技术,提供话音业务时,通过Voice Over IP实现。

HFC结构采用光纤把来自数据转发器的视频或者来自电话总机的电话呼叫传送到服务于特定区域的光结点。在光结点,下行光信号被转换为电话号并通过同轴电缆传输给单一的顾客住所。在顾客住所,一种服务单元再把视频和电话信号分开传送给直接连接的用户设备(电话、计算机和电视等)。

由于光纤的承载能力比同轴电缆要大得多,所以一个光结点通常要支持数个同轴分发馈线。一般比率为从一个光结点分出4条同轴电缆。在HFC视频网络中增加电话功能很简单:只需要把相应的设备模块插入到现有的网络中即可。

4 HFC与ADSL的对比

宽带接入技术发展迅速,HFC和ADSL作为目前非常具有竞争力的两种宽带接入技术,有它们的共同点,即利用现有的网络资源;同时,它们又有着各自的特点[8]。

4.1 带宽

ADSL的双绞铜线带宽是5 kHz,HFC网络接入用户的同轴电缆系统带宽为750 MHz或1 000 MHz,所以HFC比ADSL在带宽上更具有优势。电信的双绞铜线成为最后1 km的瓶颈,而有线电视网络在最后1 km上具有先天的优势。

4.2 抗干扰能力

ADSL使用的是没有抗干扰介质保护的双绞铜线,而同轴电缆外面的铜丝网和铝箔可以屏蔽外界的干扰,所以ADSL抵抗干扰的能力比HFC差。另外,双绞铜线与频率有关的衰减会导致码间干扰,而且由于线对耦合产生的串扰也限制了传输容量。而同轴电缆衰减特性较好,750 MHz时为7.21 dB/100 m,有利于信号远距离传输。

4.3 速率

ADSL接入方案是每户独占一条接入线,从用户到局端是一个星型网络,无论接入网中用户的数量或业务量大或小,ADSL用户都能独占1 Mbps～8 Mbps的带宽。但是ADSL的速率受到电话线路长度和质量的影响。例如,传输距离为4 km时,最高速率为6 Mbps;而6 km时为1.5 Mbps。当线路质量不太理想时,速率会更低。

HFC接入网是从有线电视树型网络演变而来,一个光结点小区内的用户共享40 Mbps的下行通道。当整个系统的用户较少时,速度优势非常明显。若同时上网用户数量很多时,数据带宽就会因为这些用户的均分而使速率下降。这个问题可以通过减少光结点覆盖小区用户数或用扩充频道的方式来解决。另外,HFC的速率不受传输距离的限制。

4.4 可靠性

ADSL采用的是较为先进的星型网络拓扑结构,按点对点的方式工作,如果设备故障只会影响到一个用户。HFC网络的树型结构,用户共享线路,如果电缆受损,放大器故障,发送器故障都会使该线路上的用户受到损害,导致业务中断。

4.5 安全性

在ADSL点对点的结构中,用户驻地不大可能产生窃听现象,所以保密性好。HFC由于采用共享媒质的拓扑结构,在一根同轴线上,所有信号进入到所有的Cable Modem中,从而可能会产生窃听和业务盗窃现象。这个问题可以通过加密和认证来解决。

5 管理、安全和加密

混合服务网络的管理,特别是包括电话服务在内的网络管理会产生很多问题。网络增加的复杂性需要采取深度的管理措施来控制成本,维持用户的服务满意程度。为了让电话系统达到99.99%的可用性这一目标,系统管理必须既彻底又主动[9]。

安全和数据加密可能会简单到只需要在用户站点服务单元内安装防篡改的门户警报系统即可。数据转发器和用户设备之间的通信可以用阻止非认证解扰的跳频多项式算法进行信号加扰。每一种用户设备的安全特性都可以在一块集成电路中实现,可以防止信息篡改,而来自服务单元的信息可被交叉扫描,这样就需要解复用器确定知道有多少服务单元在运行。每一服务单元都有属于自己的结点号和PIN号,这两种号码都会在传输数据的每一帧中接受检查。只要这一检查出错,到结点的下行数据就会被自动切断。

6 HFC——参与竞争的利器

作为一种可以承载电话或者综合服务的媒质系统,HFC 相比其他媒质具有明显的优势。虽然这一技术尚存在一些潜在的问题,不过所有这些问题都可以经过周密的计划创建出可行的、具有高度竞争优势的网络而得以克服。HFC是一种发展前景广阔的通信技术,能够成为光纤到户(FTTH)之前的理想替代方案。

参考文献

[1]pxj228183.光纤同轴电缆混合网(HFC)技术详解[EB/OL].http://hi.baidu.com/flyingfish168/profile,(2007-02-23)[2008-03-12].

[2]Sinos.HFC技术[EB/OL].http://hi.baidu.com/fzcskycn/blog,(2003-01-03)[2008-03-12].

[3]Admin.CATV网与Cable Modem[EB/OL].http://www.3800hk.com/article/wlyy/yysp/jsyyyysp,(2005-08-06)[2008-03-12].

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[5]通信世界网.基于HFC网络的三网合一[EB/OL].http://www.cww.net.cn/article,(2003-08-08)[2008-03-08].

[6]通信世界网.HFC技术及宽带接入中的应用[EB/OL].http://www.cww.net.cn/article,(2003-08-08)[2008-03-20].

[7]亲水走廊.Cable Modem概述[EB/OL].http://www.cnblogs.com/hange/archive/2006/01/03/310413.html,(2006-01-03)[2008-03-11].

[8]李杰,童明.HFC技术及宽带接入中的应用[EB/OL].http://www.dt365.com/Article,(2004-6-3)[2008-03-10].

电缆网自动化 篇4

关键词：航空整机；电缆；自动测试系统；设计

中图分类号：TP306 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）02-0006-02

航空电缆在飞机结构中起到一定的关联作用，使飞机操纵系统、航电系统以及电气系统实现密切协调。同时，能够充分提供相应动力电源，有助于飞机实现良好信号控制，并促进数据信息传输工作的顺利开展。航空电缆制造过程中，其质量与整个飞机质量密切相关，加强电缆检测工作尤为重要。基于此，只有注重加强自动测试系统建设，才能充分符合本国关于飞机制造方面迫切需求。

1 航空整机电缆自动测试系统整体结构

从整体结构角度讲，自动测试系统涵盖下面几个子系统：第一，测控系统。对于自动测试系统而言，测控系统居于核心地位，测控系统较为复杂，涵盖了数据库、测试仪器、显示器诸多部位。测控系统从功能上讲，起到接受、执行以及最终完成相应指令作用。第二，分布式测试箱。该子系统主要构成部分为继电器交换板，按照完成功能来说，主要是起到接受指令作用。按照相应系统指令，对测点进行接通，并注重线缆端点测量工作，能够达成快速测量，有利于多点同时进行。第三，转接电缆[1]。整个系统角度考虑，转接电缆占据较为重要比例，发挥十分重大作用。如果转接电缆实现良好操作，将大大有利于测试系统取得成功。第四，测试互联总线。该总线通过连接，能发挥相应指令传送效果，同时有利于实现良好信号测试。第五，电缆收线箱。用于分布式测试项及其电缆之间形成有效对接，针对于测试环节，能够有助于转接电缆收放。当测试完成，有利于转接电缆的良好保存。系统整体结构，如图1所示。

2 航空整机电缆自动测试系统硬件设计

系统运行过程中，硬件具有重要作用。只有保持良好硬件性能，才能使检验结果更加准确，可靠性也大大提高。硬件基本组成较为复杂，测量仪表、继电器、各逻辑单元都切实发挥其应有的作用。继电器阵列在此系统中，主要起到搭建科学有效测试路径效果，继电器和驱动陈列以及连接器进行充分连接，最终实现良好的飞机控制。测试控制仪器运行过程中，受到整个系统团建驱动及影响，起到对系统控制协调作用。在所有硬件系统中，测量仪表发挥着十分关键的作用，对于各逻辑单元故障等方面问题实现有效测量，使硬件系统保持完整，发挥良好的飞机系统硬件效果。为此，应从系统硬件设计方面做起。

2.1 MC1314驱动阵列

CPLD本身属于逻辑单元，在进行信号输出过程中，继电器阵列难以真正实现良好驱动。驱动电路从结构上讲，通常经过型号为MC 1413相应阵列，实现输入逻辑电平调整。将逻辑电平经过一定转化作用，最终成为规格为12 V的高电平，然后借此进行阵列驱动工作。MC 1413主要用于驱动阵列，从结构上讲，内含一定达林顿管，在输出端同时包含一定数目的二极管，上部主要进行高电位钳制工作，并对正向过冲现象形成一定抑制作用。在下部主要进行低点位钳制工作，并对负向过冲现象形成一定抑制，因而实现良好输出管保护。

2.2 继电器阵列及汇流条

整个自动测试系统运行阶段，工作人员不能单单只进行一路数据采集，应注重多路数据采集工作。根据测试流程方面出现不同，也应加强不同数据信号收集。传统实施过程中，过去一般借助于加设模拟开关进行[2]。然而，此种方法使测试系统变得更为复杂，软件操作也存在一定的重复性。鉴于此，通过继电器阵列等措施，有利于多路信号采集工作顺利进行，同时使系统保持良好灵活性，具备一定可扩展性。

3 航空整机电缆自动测试系统软件设计

系统从整个核心角度讲，软件居于智能核心地位，肩负着全部系统控制重任，并有助于实现数据库查询工作，同时大大促进数据分析处理工作开展。如果系统存在错误信息现象，将对信息进行智能化检测[3]。上位机软件尤为关键，一般通过VC程序进行编写，并能充分有利于操作界面功能顺利实现。

3.1 系统软件功能

系统软件设计过程中，模块化设计理念得到较为广泛应用，具体结构图如图3所示。总体上包括转接电缆、连接管理、模块维护及测试界面几部分组成。模块维护运行过程中，主要针对于电缆信息管理工作进行，包括信息查找、信息添加等，同时也能进行修改模块以及删除模块的工作。连接管理界面能充分起到连接作用，还能进行电缆芯线定义[4]。在连接管理运行过程中，主要包括测点定义以及测点连接两方面内容。测试界面能够进行参数设置等工作，同时开展串线测试、导通等项目[5]，同时还能针对测试过程中產生的问题展开维护。转接电缆主要对用户提供方便，能对电缆位置进行确定，使连接位置信息保持完整，非常有助于查找工作的顺利开展。

由此可见，通过四大界面相互联系，彼此之间有机配合，共同促进登陆界面功能的实现。从系统软件功能的角度考虑，充分凸显了模块化设计特有的优势，使理念普及推广，应有十分广泛。

3.2 通信部分设计

通信部分运行过程中，能充分起到双向数据传输作用，实现主机同测量仪表信息交流。为此，需从通信设计方面着手，使数据传输的优势得以切实凸显。此阶段开展过程中，不仅涵盖操作指令方面的内容，同时也包括相应测量值。同时，还对检测信息传递工作进行负责。只有借助于通信，才能使用户更加方便快捷，有助于飞机上乘客之间良好的交流。与此同时，通过通信部分良好的设计，对图形界面控制进行生动展示，使乘客对于图形界面能够一目了然。概括来说，通信部分设计过程中，主要包括并口、串口及其CAN通信等几个关键部位设计。

4 结 语

本文对系统如何进行软硬件设计展开探讨，希望系统能充分融入先进设计理念，克服精度不够、效率差等问题，从检测速率及可靠性等方面实现质的飞跃。软硬件设计过程中，借助于模块化设计方法，使功能模块保持一定独立性特点，并根据转接电缆工作的开展，使用户对接测试落到实处。经过研究表明，该测试系统的科学利用，使测试效率得到有机改善，测试精度也得到大大保障，同时使测试成本得到了控制。

参考文献：

[1] 李苹慧，林辉.航空整机电缆自动测试系统的设计[J].计算机测量与控 制，2010，（4）.

[2] 蒋红岩，张晓军，刘雷等.基于虚拟仪器的航空计算机自动测试系统设 计[J].西北大学学报（自然科学版），2013，（4）.

[3] 曹东，徐向民.基于GPIB总线结构的航空电子设备自动测试系统[J].科 学技术与工程，2010，（32）.

[4] 王修岩，耿晓剑，李宗帅，等.基于CAN总线的助航灯光电缆绝缘电阻 检测节点设计[J].工业仪表与自动化装置，2011，（3）.

空空导弹电缆网工程化技术研究 篇5

关键词：电缆网,工程化,设计,生产,测试

现阶段, 电缆网是空空导弹的重要组成部分, 能够为弹内各组件间的连接提供电气接口和信息传输通道;为危险指令提供安全隔离接口, 保证地面测试时的安全性;为弹与载机、测试设备的连接提供电气接口。空空导弹电缆网主要由传输线、电连接器、热缩套管、包覆材料等组成。

电缆网示意图如图1所示。

由于空空导弹内部空间狭小, 各组件之间传输信号种类繁多, 传输信息量大, 因此空空导弹电缆网既要满足各组件信息传输的要求, 又要满足结构上外形尺寸和质量的苛刻要求。同时, 因空空导弹工作环境严酷, 空空导弹电缆网要能承受高温、低温、高空低气压、振动和冲击等严酷的工作环境。综上, 空空导弹电缆网需要同时满足功能、结构和使用环境等方面的要求, 其工程化研制技术是存在一定难度的。

空空导弹电缆网的研制过程一般包括设计、生产和测试等。诸多文献均对电缆网的设计原理进行了详细阐述, 而对工程化技术却鲜有提及。在空空导弹电缆网研制过程中, 设计人员虽然能熟练运用电气知识, 但是往往忽略许多工程问题。即使电缆网在设计原理上能够满足性能要求, 但在工艺设计方面, 有可能不利于生产加工, 造成较低的产品合格率, 甚至无法进行批量化生产。基于多年空空导弹电缆网研制的工作经验, 本文分析了空空导弹电缆网的设计、生产和测试等多个工程化技术环节, 并对相关注意事项进行了总结。

1 电缆网设计

1.1 电缆网结构设计

受空空导弹内部空间限制, 在进行电缆网结构设计时应充分考虑导弹的内部结构和可利用空间。因此, 电缆网结构设计的主要内容应包括以下几点。

(1) 电缆网长度。在进行电缆网长度设计时, 应充分考虑导弹的整个装配过程。电缆网长度过短会导致全弹和电缆网装配困难, 甚至会因电缆网局部弯曲受力或接插件根部传输线受力过大而导致电缆网产生断裂;电缆网长度过长则会因导弹内部空间的限制而导致电缆网无法安装。

(2) 电缆网直径 (或厚度) 。电缆网的直径 (或厚度) 应能适应导弹内部空间。电缆网直径 (或厚度) 较大, 容易导致电缆网受到挤压产生局部破损, 若电缆网直径 (或厚度) 过大, 则可能导致电缆网无法安装。因此, 在传输线路过多, 导致电缆网直径不满足空间要求时, 可采取分线束捆扎的方法, 甚至根据空间尺寸捆扎成扁平状。

(3) 电缆网分叉位置。理论上, 分叉位置可以选在电缆网任何位置, 但合理的分叉位置可以缩短信号传输路径, 从而减小传输线的长度、降低线阻和减轻电缆网质量。

(4) 电连接器的安装方向和电缆弯曲半径。设计电缆网的电连接器位置时, 应充分考虑导弹内部结构空间、电连接器的安装方向和电缆的弯曲半径。其中, 电缆弯曲半径R的选择非常重要, 弯曲半径R过小易造成压接 (或焊接) 处传输线受力过大而产生折断, 弯曲半径R过大则可能因弹内空间限制导致电缆网无法安装。图2所示为电缆网中圆形和矩形电连接器的安装方向及电缆弯曲半径示意图。

目前, 电缆网的结构设计方法大致分为两种。

一种方法是根据个人工程经验和弹体内部结构进行电缆网的结构设计。首先, 通过初步设计加工出样缆, 并进行样缆与全弹的试装配, 然后, 根据装配实际情况修改设计并返工重修电缆, 通过几次“装配-修改设计-返工”式的迭代过程, 最终完成电缆网的结构设计。这种设计方法适合于具有丰富工程经验的设计人员。

另一种方法是通过相关应用软件进行电缆网的结构设计。如通过三维建模软件UG的Routing Electrical模块, 在导弹的三维总装模型上进行布线, 最终生成电缆网的钉板图。该方法的优点是可以在设计初期较精确的确定电缆网的结构外形, 减少了修改次数, 缩短了研制周期, 节约了研制成本。不足之处在于无法模拟全弹的装配过程, 需关注电缆网装配的可操作性。

1.2 电连接器的选择

电连接器是电缆网的主要组成部分之一, 一般分为插座和插头。选用电连接器时, 应考虑以下几个方面。

(1) 连接方式。根据接触偶与传输线的连接方式, 电连接器可分为压接型和焊接型。压接型电连接器的连接一致性好, 通过相配套的压接工具, 连接操作方便、简单;焊接型电连接器的焊接电阻较小, 但连接一致性较差。因此, 在条件允许的情况下, 应优先选用压接型电连接器。

(2) 接触偶数目。应根据电缆需要传输信号的数目, 确定电连接器的接触偶数目。一般情况下, 接触偶应留有余量, 使得在后续系统研制工作中可以增加信号。

(3) 接触偶类型。应根据传输信号的特征, 选择接触偶的类型。例如, 传输大电流信号时, 应选择额定电流与之相匹配的接触偶;传输射频信号时, 应采用同轴接触偶等。

(4) 接触偶尺寸。接触偶的压线孔 (或焊杯) 应与传输线的线径 (或横截面积) 相匹配。

(5) 电连接器尺寸。应充分考虑导弹内部空间的限制, 确保选用的电连接器拆装方便。

(6) 电连接器工作环境。应选择满足导弹工作环境条件的电连接器, 如工作温度、贮存温度、气压、耐压、使用寿命、耐霉菌、盐雾等条件。

(7) 防插错设计。应避免在电缆网中出现相同型号规格的电连接器, 以防止在装配过程中出现电连接器错误装配的情况。

(8) 在满足上述条件的情况下, 应优先考虑带盲插的电连接件。

1.3 传输线的选择

选用电缆网的传输线时, 应考虑以下几个因素。

(1) 传输线类型。根据传输信号的特性选择传输线的类型。如传输供电信号的线路宜采用双绞线;传输数字信号和易被干扰的信号宜采用屏蔽线;传输射频信号宜采用同轴线等。

(2) 传输线最大载流量。传输线的最大载流量与线径 (或横截面积) 密切相关, 同时受温度、高度以及线束根数等多种因素影响, 因此, 精确计算传输线在某种环境条件下的最大载流量非常困难, 通常采用经验公式进行估算:

其中,

IT为传输线工作温度下的额定工作电流;

K H为传输线载流量随高度变化的衰减系数;

K N为传输线载流量随线束根数增加而减少的衰减系数。

(3) 传输线线阻。传输线的线阻过大会引起信号压降增大, 因此, 传输线的线阻应限定在系统允许的范围之内。

(4) 传输线线径 (或横截面积) 。传输线的线径 (或横截面积) 应与接触偶的压线孔 (或焊杯) 相匹配。

(5) 传输线工作环境。应选择满足导弹工作环境条件的传输线。如工作温度、储存温度耐压、耐霉菌、盐雾等环境条件。

(6) 传输线柔韧性和机械强度。

(7) 传输线质量。在满足上述条件下, 优先选用线径 (或横截面积) 小的传输线, 以减轻电缆网的质量、减少电缆网的体积。

1.4 电缆网电磁兼容设计

空空导弹系统的电磁环境复杂, 要保证整个系统可靠工作, 电磁兼容 (EMC) 问题不容忽视。空空导弹电缆网作为各组件、测试设备、载机之间的电气信号传输通道, 即要保证信号可靠传输不被电磁辐射干扰, 又要保证在传输电气信号过程中产生的电磁干扰不影响其它组件和测试设备等正常工作。综上, 电缆网的电磁兼容设计主要考虑如下几个方面。

(1) 电连接器接触偶布局。电缆网中用于传输敏感信号的接触偶应尽可能远离传输易干扰信号的接触偶, 在传输敏感信号的接触偶周围应布置地线接触偶。

(2) 传输线选择。电缆网中传输供电信号的传输线应采用双绞线;传输数字信号和敏感信号的传输线应采用屏蔽线;传输射频信号的传输线应采用同轴线。

(3) 屏蔽层处理方式。在电缆网中传输线的屏蔽层应接地。带有屏蔽层的传输线其屏蔽层覆盖率应不低于80%。传输线的屏蔽层不得作为信号回线 (同轴线除外) 。屏蔽传输线的屏蔽层在通过电连接器时也应通过接触偶保持连续。

2 电缆网的生产及加工工艺

电缆网的生产加工过程应严格遵守相应的工艺标准, 做到技术状态及质量可控。因此, 电缆网的生产加工过程应主要考虑以下几个方面。

(1) 准备传输线时, 应留有足够的长度余量。一般情况下, 电缆的弯折处接头处会损耗一定的长度, 另外还应保证2~3次的返修余量。

(2) 应避免电连接器一个端子接多根导线的现象, 以减少制作难度, 提高产品可靠性。

(3) 应避免两根粗细悬殊的传输线做接头, 以避免接头处断线。

(4) 传输线屏蔽层应采用360°端接的方法, 焊点应光滑, 避免出现毛刺, 并用热缩套管进行保护。

(5) 压接时, 应选用与电连接器接触偶相匹配的压接工具, 按工艺文件或与接触偶对应的定位器和压接力矩进行压接。压接前, 应进行拉脱力的测试, 保证传输线拉出接触偶所需的拉脱力限定在一定的范围内, 同时应避免一个接触偶内压接多根传输线。

(6) 焊接时, 应选用合适的钎料。焊点应光滑饱满, 避免出现毛刺。一个焊杯内需焊接多根传输线时, 传输线的线径 (或横截面积) 应与焊杯直径匹配, 避免出现虚焊。

(7) 电缆网连接件的结合部分进行灌封 (或囊封) 时, 应选用符合条件的的灌封材料, 并注意灌封 (或囊封) 的尺寸要求。

(8) 绑扎电缆网线束时, 应保证同一电连接器上的传输线长度一致, 以避免在插拔电连接器时, 因线路受力不均而造成部分传输线断丝或断线。

3 电缆网的测试检验

在研制初期, 空空导弹电缆网的生产数量通常较少, 不易进行机器自动化生产, 需要手工制作。为保证电缆网生产质量, 必须进行电缆网的测试检验。电缆网的测试检验项目主要包括接线关系、导通电阻、耐高压性能、绝缘性能的测试检验等。

电缆网的测试检验设备主要包括电缆测试仪和电缆适配器。电缆测试仪用于测试电缆网的接线关系、导通电阻、绝缘电阻及耐压测试。电缆适配器用于连接电缆网和电缆测试仪。

3.1 电缆网测试检验合格的判据

通常, 电缆网满足以下条件可判定为合格。

(1) 电缆网的接线关系与图纸一致;

(2) 电缆网的导通电阻不大于R, R值可通过公式2计算:

其中,

K为传输线的电阻率;

L为电缆网中传输线的长度;

ri为接触偶的接触电阻。

(3) 绝缘电阻和耐高压应与设计指标相符。

3.2 电缆网的测试步骤

电缆网的主要测试步骤如下:

(1) 将待测电缆网和电缆测试仪通过电缆适配器正确连接 (如图3所示) 。

(2) 运行电缆测试仪专用程序, 加载相应的样本文件。

(3) 待样本文件加载完毕后, 点击“Start”进行测试。

(7) 若测试失败, 点击“Display Error Window”查看错误的原因, 对电缆网进行返修。若测试通过, 则点击“HIPOT”进行耐压测试。

(5) 测试完毕后, 查看测试文件, 检查导通关系、导通电阻、绝缘电阻、耐高压测试是否符合要求。

3.3 测试注意事项

测试电缆网时应注意以下事项:

(1) 电缆网连接前, 应检查各电连接器的插头/座内是否存在多余物, 插针和插孔是否安装到位, 是否有缩针现象, 螺纹是否完好和是否存在金属屑等多余物。

(2) 电缆网连接时, 确保各电连接器正确对接, 且对接到位。

(3) 耐高压测试对电缆网具有破坏性, 耐高压测试次数不宜过多。

(4) 插拔矩形电连接器时, 电连接器两端受力应均匀, 勿使矩形电连接器一端受力过大, 电连接器的倾斜拔出 (如图4所示) 会造成电连接器插针或插孔变形。

(5) 测试完毕后, 应检查电连接器的螺钉、附属弹簧垫片和防震圈等是否缺失, 电缆网的包覆材料是否完好。

4 结语

空空导弹电缆网作为全弹电气信号传输的载体, 所传输的信号多样, 电缆网复杂, 且工程化技术涉及知识面广, 因篇幅及本人水平所限难于从各方面进行详细的分析, 仅对电缆网在设计、生产和测试过程中的常见技术问题及注意事项进行了阐述, 以供电缆网设计人员参考。

(1) 电缆网设计时, 在保证设计原理满足要求的同时, 还应确保能够顺利转化为产品, 因此要求设计人员应充分掌握空空导弹内部结构以及电缆网的制作工艺, 加强与电缆网制作人员的沟通协调, 提高设计方案的工艺性水平, 以利于生产加工, 提高产品的可靠性。

(2) 电缆网的接线关系复杂、所用传输线种类多。设计人员一定要认真细心, 确保接线关系及所用传输线准确无误。

(3) 电缆网测试是检验电缆网是否合格的重要方法, 在操作过程中, 应严格按照流程操作。对于出现的异常现象应认真找出原因, 不放过任何可能性。

参考文献

[1]张红, 巍建, 张黎.整机三维立体布线设计[J].电子工艺技术, 2007 (9) :290-291, 294.

[2]何宏, 电磁兼容原理与技术[M].西安电子科技大学出版社, 2008.

电缆网自动化 篇6

关键词：配电网,电缆,故障,可靠性措施

随着我国城市化进程的不断加快, 电力电缆在城市配电网的建设和改造中大量使用。近年来, 由于电缆故障引发的大面积停电及人身伤亡事故时有发生;另外, 由于电力电缆工程是隐蔽工程, 发现和排除地下电力电缆的故障, 恢复正常供电, 将耗费大量的人力和时间。因此, 电力电缆工程质量的高低成为制约电网安全可靠运行不可忽视的因素。

1 配电电缆的常见故障及主要原因

配电电缆在运行中常见故障大致有以下几种:

1.1 电缆质量缺陷故障

电缆质量缺陷故障主要包括电缆本体和其附件的质量缺陷故障。电缆本体质量缺陷故障:电缆绝缘中存在的气泡或气隙会使电缆绝缘在运行时发生局部放电, 最终致使绝缘击穿;生产电缆时, 电缆绝缘受潮, 致绝缘老化击穿。电缆附件质量缺陷故障:热缩与冷缩头电缆绝缘层内有气泡、杂质, 或其绝缘层的厚度不均, 密封涂胶处密封不严造成配电电缆运行故障。

1.2 电缆机械损伤故障

机械损伤类故障比较容易识别, 大多造成停电事故。一般造成电缆机械损伤的原因有:市政建设误伤电缆, 偷盗电缆, 小动物咬伤电缆, 自然现象损伤电缆, 施工损伤电缆。

1.3 电缆绝缘腐蚀老化故障

引起绝缘过早老化的主要原因有:电缆线路周围靠近热源, 电缆工作在电缆绝缘易受腐蚀的环境中。

1.4 电缆在恶劣天气下发生故障

这主要由雷击过电压及大雾污闪引起, 多发生在电缆终端头及套管表面。

1.5 电缆过负荷故障

电缆过负荷运行会造成导体温度过高, 电缆绝缘加速老化, 电缆金属护套膨胀、变形及接点发热损坏等现象。它将缩短电缆使用寿命, 造成电缆运行故障。

1.6 外力破坏引起的故障

配网电缆外力破坏主要包括以下两方面:一是进线电缆被盗;二是市政工程施工过程中对配网电缆造成严重破坏。随着经济的发展和社会的进步, 城市化进程加快, 城市建设规模越来越大。道路扩展、成片开发、广场公寓、小区施工及零星施工遍地开花, 使得电力电缆时刻处于一种危险境地, 外力事故发生的可能性不断增加。市政建设和电缆线路的发展很快, 有关图纸资料落后于实际, 图纸不准、不清、不符情况屡有发生, 加剧了外力破坏现象。

2 提高供电配网电缆运行可靠性的措施

2.1 增强技术性措施, 及时防范和消除电缆故障

2.1.1 对电缆头制作严格把关

针对当前施工队伍技术水平较差的状况, 定期组织电缆头制作技术培训;严格按照标准化要求验收, 制作质量登记卡, 对每一个投入使用的电缆头的制作, 责任到人, 防止施工质量不过关等情况发生。为防止因制作工艺问题而出现电缆故障, 要对负责人进行重新培训, 合格后才能从事电缆头的制作工作。

2.1.2 对10k V电缆进行监测与状态评价

采用红外成像仪等先进电力电缆监测仪器和专用的分析软件, 对电缆、电缆头或电力设备进行连续温度监测, 提前确定设备的早期故障, 实现电缆故障的早期预测, 防患于未然。完善电缆故障报警功能, 当电缆或电气设备发生故障时, 提供报警, 并准确定位故障点位置, 便于开展检修工作。

2.1.3 对电缆进行预防性试验

依据《电力设备预防性试验规程》规定, 对电缆进行主绝缘电阻测试试验、电缆外护套绝缘电阻、电缆内衬层绝缘电阻测试试验、铜屏蔽层电阻和导体电阻比测试试验和电缆主绝缘直流耐压试验。在具体工作中, 要编制相应的标准化作业指导书, 通过认真执行作业指导书项目和多次的预防性试验, 达到试验数据准确性和可靠;不断更新、补充电缆的试验程序, 及时发现缺陷和薄弱环节, 以便及时加以处理。

2.2 强化管理性措施, 准确把握电缆运行状况

2.2.1 充分利用SG 186系统进行电缆管

理利用2009年国网公司推行SG 186系统平台, 及时准确地了解所辖电缆线路的型号、规格、长度, 建立电缆缺陷闭环管理制度, 实现对电缆线路的实时闭环管理。借助SG 186系统平台, 对所辖的10k V电缆设备进行定期巡视检查, 建立单独的电缆台帐, 及时更新电缆信息, 准确把握电缆的运行状况。

2.2.2 建立完善的执行管理制度和技术

标准为了将电缆的监督工作做得仔细、分工明确、责任到人, 避免因电缆问题而导致不必要的电力事故, 必须建立和完善管理制度和技术标准, 并严格按标准和制度执行。

2.3 强化社会性措施, 严防电缆线路外力破坏

2.3.1 创造良好施工环境

根据国家《电力法》及《电力设施保护条例》, 制定一套针对破坏电力电缆 (设施) 行为的惩罚措施, 对外力事故加大经济处罚力度, 迫使各施工单位高度重视电力电缆的保护。加强施工队伍内部的治理, 减少野蛮施工, 从而减少外力事故, 达到保护电力电缆的目的。加强与市政各部门、各公司及园林绿化等部门的联系, 以便及时准确地把握他们的工程施工规划及工程进度, 及时对电力电缆采取可靠的保护措施, 防止电缆外力事故的产生。

2.3.2 加强硬件防护

地面标志要和地下电缆保持一致, 要明显, 易于识别。常用的标志桩要密度合理, 地面高度要适当, 颜色和造型要有电力特色, 要特别便于机械施工操作人员观察, 标志桩缺失时应及时补齐;人行道和道路上的标识, 要耐久醒目;填埋深度一致, 走向平直, 不能忽高忽低, 左右摆布, 防止交叉施工因参考标准不同误伤电缆;要特别避免电缆因应力不同而造成损坏, 要改变传统的防护措施, 对电缆加装一层防护, 如在电缆上敷设一层塑料布, 并加印有电缆警示的标识等。

结语

电缆的正常运行直接关系到整个配网的供电可靠性, 要想降低电缆故障发生频率, 必须从源头上控制, 即在设计、敷设、安装、验收、预试各个环节把好关;即需要采取技术性措施、管理性措施和社会性措施, 建立一套高效实用的电缆管理模式, 以维护10k V电缆的正常运行, 提高城市电力供应质量。

参考文献

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[2]于景丰.电力电缆实用技术[M].北京:中国水利水电出版社, 1998.

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[6]卞佳音, 曾国华.电力电缆遭受外力破坏的原因及防范措施[J].电气应用, 2008, (21) .

电缆网自动化 篇7

近年来，配电自动化的建设取得了突飞猛进的发展，北京、厦门等地4个国家电网公司第一批配电自动化试点项目已经通过实用化验收，南京、成都等地19个国家电网公司第二批配电自动化试点项目已经通过工程验收。

对于配电自动化系统，由于配电终端(FTU、DTU等)工作在户外恶劣环境，且通信通道难免受到短暂干扰，还存在由于终端数量巨大而造成数据采集非同一时间断面等问题，因此采集到的数据难免存在短暂大偏差(由于终端采样异常、复位或受到干扰)、持续大偏差(由于互感器原因或系数配置错误)、数据长期不刷新(由于通道中断、终端故障或蓄电池能量用尽)、数据矛盾(由于相关数据采样时间间隔过长且负荷变化较快)等现象。这些不良数据不仅妨碍了对配电网的正常运行监控，而且对配电网故障处理、负荷转供和优化运行等造成严重的影响。

状态估计技术是一种利用测量数据的相关度和冗余度，采用计算机技术来对运行参数进行处理，有效获得电力系统实时状态信息的计算方法[1]，在这方面已经取得了许多研究成果：比如基于支路电流的配电网状态估计[2,3,4]、基于支路功率的配电状态估计[5]、中压配电网分段状态估计法[6]、基于等效电流量测变换的电力系统状态估计方法[7]、基于模糊匹配潮流的配电网状态估计方法[8]、基于广义岭估计的电力系统谐波状态估计[9]。

现实中的配电自动化系统在进行状态估计时会遇到下列困难：

a.电流、有功功率、无功功率均为同一终端采集，因此并不独立，即若其一出现错误，则其他两者必然也会出现错误，所以不能利用三者的关系实现容错;

b.三相不平衡，沿线电压降落小且电压量测精度不高，有些节点甚至未进行电压量测;

c.馈线参数，尤其是三相参数难以准确获得;

d.基于最小二乘法的状态估计，往往受到个别粗大误差的影响，使一些本来质量较高的数据经过状态估计后也较大地偏离了实际值。

不良数据辨识是另一类剔除粗大误差和提高数据质量的方法，文献[10]综述了电力系统不良数据检测与辨识方法的现状与发展;文献[11]提出一种突变量启动的不良数据辨识与网络结线分析方法;文献[12]结合配电网从电源至末梢方向电压、电流的分布规律，提出一种量测数据可信度评估方法;文献[13]提出了一种基于同步测量信息的拓扑错误辨识算法对各类拓扑错误进行有效辨识;文献[14]针对不良数据的检测和辨识，分析了传统量测量残差检测和突变检测方法优缺点。

对于实施了配电自动化的电缆配电网，环网柜母线存在电流平衡关系，环网柜间直接连接而无负荷馈出的馈线段两端的开关流过的电流应当相等。本文提出一种利用这些由网络拓扑和运行方式决定的潮流约束关系，进行配电网不良数据辨识与修正的方法。

1 基本原理

1.1 母线模型

对于电缆配电网的10 kV母线(包括10 kV环网柜或开闭所母线、10 kV电缆T接点等)，其任何一相可以统一抽象为图1所示的模型。图中，箭头表示潮流的方向;方块代表开关，实心代表合闸，空心代表分闸。对于开环运行配电网的母线，必然有一个开关为潮流流入开关，称为“入点”(如开关A);其余的合闸开关称为“出点”，它们或为将潮流向其他母线传递的开关(如B2)，或为负荷供出开关(如C);与母线相连的开关中还有可能有处于分闸状态的联络开关(如B1)。流过一条母线的各个开关的负荷(可以是电流、有功功率、无功功率)应符合式(1)的负荷平衡约束：

其中，IR(t)为该母线上“入点”开关流过的电流;Ii(t)为非“入点”开关i流过的电流;FR为该母线上所有非“入点”开关的集合。

考虑到互感器的精度和采样的非同时性，式(1)不可能严格成立，在实际当中可在式(2)满足时即认为式(1)成立：

其中，εB为最大允许误差。

根据对国网公司23个城市配电自动化系统遥测数据质量的现场考察，并考虑到相关标准中遥测综合误差小于1.5%，且式(1)与多个采集量有关，并且考虑到电流互感器(TA)误差特性的影响，εB一般可依式(3)取值。

其中，IN为电流互感器额定电流。

1.2 母线“入点”和“出点”的确定

对于开环运行的配电网，潮流方向总是由电源点指向末梢。据此，根据开关的状态信息进行网络拓扑分析，就能得出流过各个开关的潮流的方向[15]。

各个开关状态信息的可靠性是网络拓扑分析正确性的决定因素，在保障开关状态信息可靠性方面已经广泛采取了许多措施，如开关状态信息采用“双点遥信”、定期频繁总召配电终端全数据、开关状态与事件顺序记录(SOE)核对确认等，可以认为配电网的开关状态是可以可靠获知的。

根据配电网开关状态进行网络拓扑分析，就能得出各个开关流过潮流的方向，从而确定相应母线的“入点”和“出点”。

1.3 数据质量评价

对于配电网的任何一相，根据数据间的相关性，采用奖励加分的方式对数据的可信程度进行评价，加分可依据下列原则。

原则1对于配电网的任何一相，若与一条母线相连的各个开关均有效地采集到负荷数据，并且所采集的负荷数据符合式(2)的约束，则与该母线相连的各个开关的该相负荷数据可信度各加1分。

原则2对于配电网的任何一相，若直接相连的2个开关S1和S2(其中一个若是一条母线的“入点”，另一个必然是另一条母线的“出点”，此外，它们也有可能是联络开关)均有效地采集到负荷数据，并且所采集的负荷数据符合式(4)(即基本相等)，则该2个开关该相负荷数据的可信度各加1分。

其中，εK的取值可仿照式(3)确定，当流过开关S1和S2的电流均小于其电流互感器的额定电流的10%时，εK取4.0%，否则εK取2.0%。

并且有如下规则。

a.若以S1或S2为“入点”的母线所连接的各个开关所采集的该相负荷数据符合式(2)的约束，则对与该母线相连的其余合闸开关该相负荷数据的可信度各加1分。

b.若以S1或S2为“出点”的母线所连接的各个开关所采集的该相负荷数据符合式(2)的约束，则对与该母线相连的潮流流入开关(即该母线的“入点”)该相负荷数据的可信度加1分。

原则3对于品质标识为“老数据”的采集负荷数据，将其等同为未采集负荷数据对待。

1.4 数据质量评价步骤

对负荷数据质量的评价可以采取下列步骤：

a.根据各个开关的状态进行网络拓扑分析，确定相应母线的“入点”和“出点”;

b.所有开关的可信度初值设置为0;

c.遍历所有的母线，并分别按照原则1进行加分评价;

d.遍历所有直接连接的开关，并分别按照原则2进行加分评价。

采取上述步骤后，最终可以得出各个开关所采集负荷数据的可信度数值。

1.5 不良数据辨识

不良数据比较容易辨识，往往有下列几种类型：

a.与某条母线相连的开关的负荷数据不符合式(2)的负荷平衡约束;

b.2个直接连接的开关的负荷数据存在较大的差别;

c.流过处于分闸状态的开关的负荷大于零漂值;

d.处于“孤岛”状态的子网络中的开关仍流过负荷。

1.6 数据修正

在大量负荷数据采集正确，仅有少量不良数据的情况下，利用数据的冗余及约束关系，可以对不良数据进行修正，对“老数据”或未采集数据进行估计，具体方法如下。

a.按1.4节方法对负荷数据质量进行评价。

b.若2个直接连接的开关的负荷数据基本相等，而可信度不同，则它们的可信度都采用较大的可信度。

c.若2个直接连接的开关的负荷数据存在较大的差别，且它们的可信度存在差别，则将可信度小的开关的负荷数据和可信度用可信度大的开关的负荷数据和可信度替代。

d.若与某条母线相连的开关的负荷数据不符合式(2)的负荷平衡约束，且潮流流入开关的可信度不是最低，则流过可信度最低的开关的负荷之和为流过潮流流入开关的负荷与流过其余开关的负荷之差，若只有一个可信度最低的开关，则得出的就是该开关的估计负荷。

e.若与某条母线相连的开关的负荷数据不符合式(2)的负荷平衡约束，且潮流流入开关的可信度最低而其余开关的可信度都比它高，则潮流流入开关的负荷用流过其余开关的负荷之和替代。

f.若经过修正的是“老数据”或未采集数据，则将其视为“有效采集数据”对待。

g.再次进行1.4节描述的负荷数据质量评价。

h.若与上一次数据质量评价时相比，所有开关的可信度之和不再增加，则将得到的负荷数据作为状态估计结果，退出;否则返回步骤b。

2 实例

2.1 实例描述

对于图2所示的配电网，S为变电站出线开关;箭头表示潮流的方向;方块代表开关，实心代表采集到的状态为合闸，空心代表采集到的状态为分闸;不带“*”数值表示采集到的某一相电流信息(单位A)，带“*”数值表示人为设定的不可信数据(单位A)。有31个开关，8条母线，电流互感器变比均为600∶5。

根据各个开关的状态进行网络拓扑分析，可知：开关A、E、L、P、Ω、X、K、W为相应母线的入点。

由图可见，采集到的数据存在相互矛盾。

2.2 数据质量评价

用B(i)表示开关i的可信度，采用1.4节方法进行数据质量评价。

首先清零B(A)—B(Π)，然后进行母线遍历：

a.母线α不符合原则1，则B(A)=B(B)=B(C)=B(D)=0;

b.母线β不符合原则1，则B(E)=B(F)=B(G)=B(H)=0;

c.母线δ不符合原则1，则B(P)=B(Q)=B(R)=B(T)=0;

d.母线λ不符合原则1，则B(Ω)=B(Φ)=B(Π)=B(Γ)=0;

e.母线γ符合原则1，则B(U)=B(U)+1=1,B(V)=B(V)+1=1,B(W)=B(W)+1=1;

f.母线χ符合原则1，则B(L)=B(L)+1=1,B(M)=B(M)+1=1,B(N)=B(N)+1=1,B(O)=B(O)+1=1;

g.母线μ符合原则1，则B(K)=B(K)+1=1,B(I)=B(I)+1=1,B(J)=B(J)+1=1;

h.母线η符合原则1，则B(X)=B(X)+1=1,B(Y)=B(Y)+1=1,B(Z)=B(Z)+1=1,B(ψ)=B(ψ)+1=1。

各开关a相电流的可信度如表1所示。

接下来对所有直接连接的开关进行遍历：

a.比如S与A直接连接且符合原则2，但是母线α不符合式(2)的约束，则B(S)=B(S)+1=1,B(A)=B(A)+1=1;

b.B与E直接连接且符合原则2，但是母线α和β都不符合式(2)的约束，则B(B)=B(B)+1=1,B(E)=B(E)+1=1;

c.Q与U直接连接且符合原则2，且母线δ不符合式(2)的约束，而母线γ符合式(2)的约束，则B(Q)=B(Q)+1=1,B(U)=B(U)+1=2,B(W)=B(W)+1=2;

d.Z与W直接连接且符合原则2，母线η和γ符合式(2)的约束，则B(Z)=B(Z)+1=2,B(W)=B(W)+1=3,B(X)=B(X)+1=2,B(U)=B(U)+1=3,B(V)=B(V)+1=2;

e.O与X直接连接且符合原则2，母线χ和η都符合式(2)的约束，则B(O)=B(O)+1=2,B(X)=B(X)+1=3,B(L)=B(L)+1=2,B(Z)=B(Z)+1=3,B(ψ)=B(ψ)+1=2;

f.Φ与Y直接连接且符合原则2，且母线λ不符合式(2)的约束，而母线η符合式(2)的约束，但Y既不是母线的“入点”，也不是其“出点”，则B(Φ)=B(Φ)+1=1,B(Y)=B(Y)+1=2;

g.F与L直接连接但不符合原则2,M与P直接连接但不符合原则2,G与Ω直接连接但不符合原则2,K与Π直接连接但不符合原则2。

各个开关a相电流的可信度如表2所示，总的可信度为33。

2.3 数据修正

用I(i)表示开关i的a相电流值(单位A)，采用1.6节方法进行数据修正：

a.比如F与L直接连接，它们的负荷数据存在较大差别，且B(L)>B(F)，则I(F)=I(L)=160,B(F)=B(L)=2;

b.比如M与P直接连接，它们的负荷数据存在较大差别，且B(M)>B(P)，则I(P)=I(M)=46,B(P)=B(M)=1;

c.比如K与Π直接连接，它们的负荷数据存在较大差别，且B(K)>B(Π)，则I(Π)=I(K)=50,B(Π)=B(K)=1;

d.比如Q与U直接连接，它们的负荷数据基本相等，则B(Q)=B(U)=3，类似地B(Φ)=B(Y)=2,B(O)=B(X)=3;

e.比如与母线α相连的开关的负荷数据不符合式(2)的约束，且C和D的可信度最低，则流过C和D的负荷之和为I(C+D)=I(A)-I(B)=64;

f.与母线β相连的开关的负荷数据不符合式(2)的约束，且G和H的可信度最低，则流过G和H的负荷之和为I(G+H)=I(E)-I(F)=84。

第1次数据修正后的结果如图3中加粗数字所示。

再次进行1.4节描述的负荷数据质量评价，得到各个开关a相电流的可信度如表3所示。

总的可信度为50，比上次的33大，则继续进行数据修正：

a.B与E直接连接且负荷数据基本相等，但是B(E)>B(B)，则B(B)=B(E)=2;

b.F与L直接连接且负荷数据基本相等，但是B(L)>B(F)，则B(F)=B(L)=4;

c.M与P直接连接且负荷数据基本相等，但是B(M)>B(P)，则B(P)=B(M)=2;

d.Q与U直接连接且负荷数据基本相等，但是B(U)>B(Q)，则B(Q)=B(U)=3;

e.Ω与G直接连接，它们的负荷数据存在较大差别，且B(Ω)>B(G)，则I(G)=I(Ω)=71,B(G)=B(Ω)=3;

f.与母线δ相连的开关的负荷数据不符合式(2)的约束，且R和T的可信度最低，则流过R和T的负荷之和为I(R+T)=I(P)-I(Q)=46。

第2次数据修正后的结果如图4中斜体数字所示。

再次进行1.4节描述的负荷数据质量评价，得到各个开关a相电流的可信度如表4所示。

总的可信度为63，比上次的50大，则继续进行数据修正，但是已经不能再得到更好的结果了，因此退出。

图4所示就是最终的数据修正结果，可见数据质量和可信度得到了很大的提高，虽然C和D的负荷仍无法估计出来，但它们之和可以估计出来且可信度较高，类似的还有R和T。

3 结论

a.对于全观测电缆配电网，由于受到由其拓扑决定的潮流约束关系，采集到的遥测信息存在冗余，为配电网不良数据辨识和修正提供了有利条件。

b.所建议的数据质量评价的3个原则和数据质量评价步骤，能够对电缆配电网采集数据的可信度进行分析。

c.所建议的基于可信度的配电网不良数据辨识和修正方法，在大量负荷数据采集正确，仅有少量不良数据的情况下，利用数据的冗余及约束关系，可以对不良数据进行修正，达到提高数据可信度的目的。

摘要：根据流过一条母线的各个开关的负荷间的平衡约束以及流过直接相连开关的负荷间的平衡约束,提出可信度分析的3个原则,建议数据质量评价步骤。在此基础上,提出一种基于可信度的配电网不良数据辨识与修正方法,根据节点数据的可信度差异对不良数据进行修正,以配电网数据的整体可信度最大为目标。实例结果表明:在仅有少量不良数据的情况下,所提方法可以对不良数据进行修正,达到提高数据可信度的目的。

电缆网自动化 篇8

近年, 风力发电飞速发展, 风电装机容量大幅度增加, 其对电网的影响也随之增大, 使得风力发电系统迫切需要有更高的可靠性。然而, 风电场实际故障统计表明, 我国风电场通常采用的35kV电压等级集电线路多次出现由线路故障引起的严重事故[1]。研究结果表明, 发生单相接地故障时, 故障若不能快速切除, 将会进一步恶化, 扩大事故。电力系统中性点接地方式与单相接地故障的关系最为密切, 因此研究电力系统不同性质的单相接地故障下不同接地方式的过电压、过电流水平, 对选择合适的中性点接地方式, 提高35kV电网的运行可靠性、经济性以及确保风电场的安全运行具有重要意义。

目前主要从两大方面对风电场35kV系统三种接地方式的特性进行研究。其一:从三种接地方式的基本工作原理出发, 以能否引发设备故障、供电是否可靠及人身是否安全等作为评价指标, 对比分析三者的优缺点, 中性点经消弧线圈接地方式虽能减小设备故障率, 但难以满足继电保护装置灵敏度要求, 中性点经电阻接地方式下继电保护简单, 易于实现, 但发生故障时线路跳闸率大幅提高, 影响用户正常供电[2~5];其二:从工程角度分析风电场在不同中性点接地方式下运行出现的问题, 通过现场经验总结出三种接地方式的运行特性, 不接地方式绝缘水平较低, 但故障点易形成电弧损坏设备, 经消弧线圈接地方式能减小电弧危害、提高绝缘水平, 经电阻接地方式在故障发生后可快速切除故障[6~9]。研究表明, 三种接地方式运行特性差异较大, 且各有其适应性。风电场35kV电缆网能够选择合适的中性点接地方式的前提就是对三者的运行特性进行深入研究。

鉴于现研究仅定性分析不同接地方式的运行特性, 本文将从四个影响因素出发, 在两种不同性质的单相接地故障情况下, 定量分析三种接地方式下系统的过电压、过电流水平, 为风电场中性点的选择提供更为准确的依据。

1 电缆网中性点接地方式特性研究

为分析电缆网不同接地方式的特性, 需要确定可准确衡量不同接地方式差异性的指标, 综合这些指标对电缆网的不同接地方式进行综合评价。目前最重要的两个衡量中性点不同接地方式的技术指标为系统过电压水平和故障点过电流水平[10]。根据这两个指标, 结合电缆网实际运行中可能出现的影响因素进行计算。影响因素有接地故障时刻、接地故障点位置、接地故障点过渡电阻、接地电容电流。

电缆网运行时出现的较为严重的故障类型主要分为金属性永久接地故障和间歇性电弧接地故障[11], 所以分析电缆网不同接地方式的运行效果时需根据不同的故障类型, 并考虑四个影响因素来分析两个指标。风电场35kV系统中性点运行方式有中性点不接地、中性点经消弧线圈接地以及中性点经小电阻接地三种。

本文接地方式定义如下。

方式一:电缆网中性点不接地方式。

方式二:电缆网中性点经消弧线圈接地方式即在升压变压器35kV侧引出中性点, 在中性点接入可调电感, 在电网发生单相接地时, 单相接地电容电流就会得到补偿, 故障点残流降至10A以下时, 接地点电弧不易重燃, 从而防止事故扩大[12,13]。消弧线圈采用过补偿方式, 脱谐度ν=-3%[14]。

方式三:电缆网中性点经小电阻接地方式即在变压器中性点与地间接入电阻, 当系统发生单相接地时, 系统中积累的电磁能量可通过电阻泄入大地, 使中性点电位降低, 减少电弧重燃的可能性, 抑制过电压幅值, 并使有选择性的接地保护得以实现。电阻的选择需同时考虑系统电容电流水平和抑制过电压效果, 电阻越小, 过电压水平越低, 接地点的故障电流越大。这样对设备的绝缘水平要求越低, 且较高的接地点电流能够使继电保护装置进行快速选线, 但接地电阻器的容量与电流的平方成正比, 用高容量的电阻器投资去换取比设备固有绝缘低得多的过电压水平, 并不能降低有效经济成本。综合考虑, 本文选取40Ω电阻器[15]。

根据龙里风电场的实际情况, 明确与常规能源电气系统的区别, 建立其集总数学模型, 并以此在MATLAB/Simulink中搭建风电场动态仿真模型[16,17]。因电缆线路三相对地不对称度较小[18], 故在仿真时暂不考虑故障相的差别, 均以A相发生单相接地为例, 研究单相金属性永久接地及单相间歇性电弧接地故障时, 三种接地方式的运行特性随影响因素的变化情况。

2 单相金属性永久接地故障下三种接地方式的运行特性

2.1 接地故障时刻的影响

接地故障时刻不同即故障发生时故障相相位不同。故障点设置在A相距风电场升压站35kV母线0.5km处, 故障发生时间从0.2~0.22s, 每次增加0.001s, 共计算21次, 得出三种接地方式下接地时刻与暂态过电压、接地点故障电流间的关系。中性点不接地方式下的关系图如图1、图2所示。

由图1、图2可知, 三种接地方式下, 出现暂态过电压和暂态过电流最大值的两个时刻在故障相峰值附近;并且三种接地方式下, 健全相和中性点暂态电压最大值分别为2.026p.u.、1.268p.u., 2.022p.u.、1.248p.u., 1.838p.u.、0.850p.u., 说明消弧线圈接入对故障暂态过程基本没有影响, 而小电阻接入可以很好地抑制故障暂态过电压。

对比三种接地方式下故障点的暂态电流可知, 中性点小电阻的接入增加了接地点的残流值, 使得以电流定值来整定的继电保护装置动作可靠性较高, 接地点阻性电流的增大使得故障线路的零序电流增加, 能使零序过流保护装置快速切除故障线路, 保证未发生故障的线路的供电可靠性。

鉴于故障相电压在峰值时发生接地故障情况最为恶劣, 以下仿真均以A相电压在峰值时发生接地为例。

2.2 接地故障点位置的影响

仿真模型中集电线路为每回4km, 从升压站35kV母线附近开始每隔1km设置1个故障点, A相电压在峰值时发生单相金属性永久接地。计算得三种接地方式下接地故障点位置与系统的过电压倍数间的关系如图3所示, L为故障点距风电场升压站35kV母线的距离;UbmN、UcmN、UomN为第N种接地方式下, B相C相及中性点的暂态过电压倍数;UamN、UbmN、UcmN、UomN为第N种接地方式下, A、B、C三相及中性点的工频过电压倍数, 其中N=1、2、3, 下同。

由图3 (a) ~3 (c) 可知, 三种接地方式下, 接地故障点距母线距离增加时, 系统暂态过电压的最大值呈先增后减趋势, 工频电压升高基本不变。这是因为接地点在母线附近时, 系统故障电流较大, 高频电压振荡频率较大, 随接地点距母线距离的增加, 线路阻抗的存在使故障电流流过线路时产生的电压降增大, 导致中性点电压变小, 同时系统过电压会变小。

由图3 (d) 可知, 相比于方式一, 中性点接入消弧线圈时, 暂态过电压只有少许下降, 非故障相和中性点的工频电压均有不同程度的降低, 说明方式二对抑制单相金属性永久接地引起的暂态过电压效果并不明显, 但对工频过电压升高具有一定的抑制作用。中性点经小电阻接地抑制暂态过电压的效果明显, 其过电压水平最低。

三种接地方式下, 由于零序电压的减小, 零序电流变小, 故障点的暂态电流最大值均随故障点距母线距离的增加而减小。接入消弧线圈可以补偿接地点的容性残流, 使电流小于10A, 因此电弧在瞬间故障时极易熄灭, 系统在永久性故障时带故障继续运行。接入小电阻可以增加接地点残流, 便于继电保护装置可靠选线。

2.3 接地点过渡电阻的影响

实际运行中, 电网发生的单相接地故障并不都是金属性的, 接地故障点与大地间可能存在一定的过渡电阻。设置故障点在A相距风电场升压站35kV母线0.5km处, 接地电阻在0~600Ω间变化, 计算得过渡电阻大小与系统过电压倍数间的关系如图4所示。

由图4 (a) ~4 (c) 可知, 三种接地方式下, 接地点过渡电阻越大, 健全相与中性点暂态过电压的最大值和工频过电压值都越小, 同时过渡电阻的存在使故障相过电压升高。这是因为故障电流流经过渡电阻时产生的电压降使中性点电压降低, 从而导致系统过电压降低, 而故障相电压 (Uam) 升高即为过渡电阻上的电压。

由图4 (d) 可知, 相比于方式一, 方式二发生低阻接地时过电压较小, 发生高阻接地时过电压较大。其原因是消弧线圈的补偿作用, 使接地点的残流降低, 从而使流过接地点过渡电阻的电流较小, 接地点过渡电阻的压降较小, 系统过电压变高。中性点经小电阻接地时的暂态电压最大值和工频电压升高仍然是最小的。

三种接地方式下, 流过故障点的电流因中性点电压的降低而减小。方式二中, 消弧线圈补偿了接地点残流, 使得接地电弧易于熄灭。方式三中, 随过渡电阻的增大, 流过接地点的电流变小, 这会给以电流为定值来整定的保护装置的正确动作带来不可避免的影响, 若接地电流不能达到保护装置的动作值, 则保护装置可能拒动。

2.4 接地电容电流的影响

系统接地电容电流的变化通过改变电缆网集电线路运行的回数来实现。故障点设置在A相距风电场升压站35kV母线0.5km处, 计算得到三种接地方式下线路运行回数与系统过电压倍数的关系, 如图5所示, n代表集电线路的运行回数。方式二中消弧线圈补偿度ν取-3%;方式三中, 为了不影响接地电容电流对电缆网运行特性的影响, 以系统接地电流有功分量IR与系统接地电容电流IC的比值为恒定值 (即IR/IC=5) 来选择不同接地电容电流时中性点电阻值。

由图5 (a) ~5 (c) 可知, 三种接地方式下, 随电缆网运行线路的减少, 系统对地电容变小, 暂态过程的振荡频率降低, 高频电压衰减变慢, 系统过电压水平增大。

由图5 (d) 可知, 相比于方式一, 方式二情况下系统的过电压只有稍微降低, 再次说明消弧线圈的接入对系统过电压的抑制作用不大。中性点经电阻接地时, 系统暂态过电压仍是三者中最小的。

在方式一下, 电缆网运行线路减少时系统电容电流减小, 流过故障点的电流变小;当系统对地电容较小时, 故障点电流小于一定值, 接地电弧易熄灭或系统可继续带故障运行。与方式一相比, 消弧线圈的接入对接地点电流的暂态过程影响不大, 但其补偿电流可使接地点的残流值较小, 有利于接地电弧的熄灭。小电阻的接入, 使得接地点残流值为三者中最大, 有利于继电保护装置可靠动作。

3 单相间歇性电弧接地故障下三种接地方式的运行特性

3.1 接地电弧不同时间发生重燃时的影响

电弧的重燃和熄灭具有很大的随机性, 熄弧和重燃时刻的不同, 导致中性点过电压和非故障相过电压的大小也不同。本文使用两种电弧模型来分析三种接地方式下发生间歇性电弧接地故障的电缆网的运行特性。

第一种电弧模型:假定在A相电压达到最大值时发生单相接地, 工频电流第一次过零时电弧熄灭, 再经过0.5个工频周期, A相达到最大值时重燃, 直到下一个工频电流过零时才熄灭, 以此类推, 整个过程发生四次熄灭五次重燃。

第二种电弧模型:假定在A相电压达到最大值时发生单相接地, 工频电流第一次过零时电弧熄灭, 再经过2.5个工频周期重燃, 再经过0.5个工频周期熄灭, 而后经过3.5个工频周期发生第三次重燃, 整个过程发生两次熄灭三次重燃。

图6为中性点不接地时, 采用两种电弧模型, A相发生接地故障时中性点的暂态电压波形。

由图6可知, 每次电弧重燃均伴有强烈的暂态过程, 随着每次电弧重燃, 暂态电压升高, 电弧重燃加剧。当电弧重燃间隔增大时, 暂态过电压倍数有所下降。仿真中, 非故障相暂态电压最大值皆小于3.0Uφ, 与实际相符, 因此该接地电弧模型能应用于间歇性电弧接地故障仿真。

3.2 接地故障点位置的影响

接地故障点位置的设置与电缆网发生单相永久性接地故障时相同。采用第一种电弧模型计算得到接地故障点位置与系统暂态过电压最大值的关系, 如图7所示。

三种接地方式下, 故障暂态过电压最大值随接地点距母线距离的增大而呈先增后减趋势。其原因与系统发生单相金属性永久接地故障相似, 但间歇性电弧接地故障产生的过电压值要大得多, 对系统危害性较大。同时, 流过故障点的暂态电流最大值因零序电压、零序电流减小而减小。

3.3 接地点过渡电阻的影响

仿真设置与电缆网发生单相非金属性永久接地故障时相同, 采用第一种电弧模型。计算得到系统过电压最大值与接地点过渡电阻的关系, 如图8所示。

三种接地方式下, 接地点过渡电阻越大, 系统最大过电压值越低。在方式一、方式三下, 与非金属性永久接地时不同, 间歇性的电弧重燃和熄灭加剧了系统的暂态过程, 使系统的过电压值均较永久性接地时大。中性点经消弧线圈接地时发生单相非金属性永久接地故障和间歇性电弧接地故障的暂态电压值基本相等, 说明中性点接入消弧线圈对间歇性电弧接地故障能起到很好的抑制效果。中性点经小电阻接地时的暂态过电压值仍为最低。

接地点过渡电阻的存在, 导致零序阻抗增大, 流过接地点的电流减小, 对于小电阻接地方式, 会使本来较小的接地点电流值变得更小, 可能导致零序过流保护装置拒动, 降低供电可靠性。

3.4 接地电容电流的影响

仿真设置与电缆网发生单相金属性永久接地故障时相同, 采用第一种电弧模型。计算得到不同集电线路运行回数与系统过电压倍数间的关系, 如图9所示。

由图9可知, 三种接地方式下, 系统过电压水平随接地电容电流的减小而增大;接地点故障电流随运行线路的增加而增加。相比于方式一, 消弧线圈的接入很大程度上降低了电弧每次重燃带来的暂态冲击, 电弧每次重燃, 能量衰减, 系统接地故障电流随之减小。

4 电缆网中性点不同接地方式的运行特性分析

综上分析, 电缆网不同中性点接地方式下运行特性对比见表1。由于中性点不接地和中性点经小电阻接地方式下发生间歇性电弧接地故障时, 暂态过程较强烈, 无法得到故障期间的工频电压值, 因此未在表1中列出。

注:Idm、Iδ分别为故障暂态电流最大值、接地点残流值。

根据表1, 可得出以下结论。

(1) 电缆网发生单相金属性永久接地故障时, 在故障初始阶段, 中性点不接地和中性点经消弧线圈接地方式下, 其过电压及故障暂态电流最大值均相差不大, 接地点残流值相差约130A, 说明两种方式均不能起到抑制系统过电压的作用, 但是, 消弧线圈提供的感性电流补偿了接地点的容性残流值, 使其值大幅减小;相比其它两种接地方式, 经小电阻接地时, B、C相暂态过电压降低约0.2p.u., 中性点过电压降低约0.4p.u., 接地点残流值增加到689A, 说明小电阻的接入可以有效抑制暂态过电压, 增大残流值。

(2) 电缆网发生单相间歇性电弧接地故障时, 相比于中性点不接地方式, 消弧线圈的接入使暂态电压最大值降低约0.6p.u., 暂态电流最大值降低约7kA, 接地点残流值降低约130A, 说明中性点经消弧线圈接地能很好地抑制暂态过电压、过电流, 且消弧线圈的补偿作用使电弧再次重燃时的能量大幅降低, 暂态电流值与接地点残流值均为三种方式中最小;中性点经小电阻接地方式下, 暂态电压值仍是三种方式中最小, 但相比于金属性永久性接地故障时过电压增大约0.1p.u., 暂态电流增大0.5kA, 说明电弧的重燃加剧了暂态过程。

5 结束语

本文通过仿真计算, 得到不同影响因素下风电场35kV电缆网发生单相接地故障时的运行特性, 并得出结论。

(1) 电缆网在系统接地电容电流较小时使用不接地运行方式, 流过接地点的故障电流较小, 出现单相金属性永久接地故障时能带故障继续运行。

(2) 中性点经消弧线圈接地系统因其消弧线圈补偿了接地电容电流, 故故障点的电流值较小, 为熄灭接地电弧以及避免间歇性电弧接地过电压的发生起到重要的作用, 但是该方式存在小电流系统选线困难问题。

(3) 中性点经小电阻接地系统在单相接地故障发生后能快速准确地切除故障线路, 避免了间歇性电弧接地故障的发生, 有效保障了非故障线路的供电可靠性;并且在故障发生时中性点电压较低, 故对系统设备电压等级要求较低, 节约了经济成本。该方式下发生故障时, 接地点电流较大, 能使继电保护装置可靠动作, 实现快速切除故障, 但是不能区分瞬时性故障和非瞬时性故障, 存在线路跳闸率较高问题。

浅谈配电网自动化 篇9

摘 要：现代社会对电力资源的依赖越来越大，电力自动化技术更是保证供电质量和供电稳定性最好的解决办法，传统的配电网自动化面临着许多问题，对于电力市场来讲，大力发展配电网自动化是电力企业摆脱目前困境的最好方法。

关键词：电力系统；配电网；自动化技术

1 配电网自动化技术的基本概况

1.1 配电网自动化系统的基本组成

配电自动化是指利用现代电子计算机、通信和网络技术、网络数据和离线分布数据、配电网数据和用户数据、网络结构和地理信息一体化，构成了一个完整的自动化系统、实现配电网和设备的正常运行和故障状态监测、保护、控制、管理和配电的现代化。配电自动化系统由以下四个组成：

（1）变电站自动化系统：指自动控制技术和信息处理和传输技术的应用，通过计算机硬件和软件系统和自动化设备代替人工进行变电站监控、测量和操作的自动化系统。

（2）10kV馈线自动化系统：完成10KV馈线监测、控制、故障诊断、故障隔离和网络重构。

（3）配送管理系统：是指用现代计算机、信息处理和通信技术，并在地理信息系统平台的支持下对配电网运行监控、管理和控制。主要功能有：数据采集与监视控制（SCADA）、配电网运行管理、用户管理和控制、自动绘图设备管理地理信息系统（AM/FM/GIS）。

（4）用户自动化系统：用户自动化系统主要包括需求侧管理、负荷管理、电源管理、电力需求侧管理。

1.2 配电网自动化实施的目的和原则

配电自动化是实现我国城市和农村电网自动化和实用化的前提条件，采用先进的计算机技术、数据采集和传输技术和自动控制技术，对配电网的生产、经营、运行等方面进行管理的综合全面性的管理系统。它涉及范围广、层次比较多，在我国仍处于试点环节。配送主站、配电子站和馈线终端三层结构被广泛接受，在通信主干网方面也达成共识。配电网自动化的主要内容包括变电站自动化系统、馈线自动化系统、地理信息系统、智能分析管理系统、负荷控制和管理系统、用户管理系统和计费管理系统。为了有效提高配电网自动化水平，需要遵循安全可靠性和分散性原则：

（1）安全可靠性。在配网自动化的实施过程中，至少设置两个供电可靠性和安全性的电源点，确保电网结构、自动化设备、控制器、通信、物流中心站、FTU、RTU的硬件设备具有很高的可靠性和稳定性强。

（2）分散性。配电网涉及范围广、地理分布广等因素的影响，在实施配电网自动化时，最大程度保证其功能和分散性，这是有利于对设备的实时监控，在现场监测配电网络设备，在设备运行过程中，如果故障，及时，快速，准确地进行处理。

1.3 配电网维护方面的基本现状

实现配电自动化的主要目标是提高电网运行的可靠性，提高电网的效率和降低运营成本，提高计算机技术与通信技术的可持续发展，对配电网自动化的发展有着更为坚实的基础。因此，配电网自动化的建立不仅要考虑配电网的管理系统，还要考虑用户的承受能力和配送系统的实际运行部门的实际情况。

2 配电网自动化的实施以及运行管理

2.1 配电网自动化系统的要求

在配电网的建设时应先确定建立区域地区的实际情况，确保合理布线、网络结构和稳定的10kV配电网络系统，并保证其建设的供电电源点、半径、设备装备水平、架设导线以及导线截面等方面达到配电网自动化规定的技术要求；第二要满足正常状态下的功率要求，如安全、可靠、稳定运行的电源，功率损耗小，电能质量高等；此外供电故障定位和隔离故障，改变供电路径的负载；最后以减轻超载分支线的功能，保证电压质量。来平衡负载和减少操作要求的损失。

2.2 配电网自动化实施的注意事项

配电网规划与建设：配电网规划与建设是实现配电自动化与管理系统的基本条件。常用的配网接线有树状、放射状、网状、环网状等形式，其中环网连接是配电网中最常用的一种形式。环网和配电网10kV馈线合理分割；确保事故情况下，110kV变电站容量和10KV主干和10kV馈线有足够的负荷转移能力。实时系统与管理系统的集成问题：配电自动化涉及设备的成本较大，分布范围一般仅限于重要区域，而AM/FM/GIS可用于所有配电网。如果结合使用可以弥补大的不足，在一定程度上通过AM/FM/GIS系统，以及实时监控的AM/FM/GIS配电自动化及管理系统的集成是非常重要的。所谓整合指的是信息系统的一个组成部分作为计算机数据处理系统平台，该系统的实时数据（包括图形数据）的一致性可以得到保证，使SCADA和AM/FM/GIS通过图形用户界面（GUI）集成在一起。因此提高系统的效率和有效性。

通信渠道的合理配置：选择一个通信系统的渠道，应根据通信计划，对现有通信条件和配电自动化管理系统的需求，根据资源共享原则的层次结构确定。

选择一个可靠的设备：对于一个开关设备除符合相关标准外，还应满足配电自动化和配电管理系统的要求：前三个远程接口。模拟接口：电流互感器或电流传感器，电压互感器或电压传感器；接口状态：开关状态，开关存储状态，SF0的压力状态；控制接口：分闸控制，切换控制。第二操作电源。满足开关电源的交流电源损耗，控制设备可以满足要求的数据通信和故障隔离，恢复供电的动作时间要求。

2.3 设备运行维护管理措施

为了保证用户端的可靠、配电网自动化系统不仅可以判断故障恢复，而且增加投资，提高快速、可靠的切换控制装置，从而降低用户的停电次数和持续时间。为了满足电力市场竞争的需求，对配电网的监控和数据采集系统的要求具有强大的功能，尤其是在监控用户要求准确、灵敏可靠。

采用全面的网络分布自动化终端扩展，实现配电网监控与数据采集系统的集成，实现数据、功能、接口的集成，实现地理信息系统中属性数据的自动提取和网络监控和数据采集系统，实现对地理信息系统的监控和数据采集系统。综合自动化终端可扩展的分销网络，以满足市场对电能质量和价格信息的监测要求，而且要收集和控制信息，而且还可以降低系统的复杂度和减少终端的数量。

3 结语

配电网自动化管理系统具有自动化程度高、实时性好、管理性强等优点，不仅可以提高电能质量和供电可靠性，同时也提高了对用户的服务，具有明显的经济优势和良好的社会效益。配电网自动化管理系统是一个综合性的项目，仍处于一个上升的阶段，我们要不断的完善。

参考文献：

[1]曲锐.浅析传统配电网自动化面临的主要问题[J].黑龙江科技信息，2015（22）：148.

[2]罗建文.浅析配电网自动化建设和运行管理[J].黑龙江科技信息，2014（26）：63.

作者简介：邓基凯（1997—），女，吉林榆树人，沈阳理工大学学生。

张春丰（1997—），男，辽宁大连人，沈阳理工大学学生。

电缆网自动化 篇10

因为电缆线路的占地面积较小, 且出现故障的可能性较低, 所以被广泛运用于城市建设中。但是因为城市建设中配电网的接线比较复杂, 且分支较多, 所以配电网线路发展故障时发出的信号不容易被捕捉到。当前对于配电网电缆故障点的查找一般是采用离线测距法。此方法的使用能够取得较好的效果, 但是定位操作的实施比较繁杂, 且会受到周围环境的影响, 线路停电时间较长, 会在不同程度上造成电缆线使用寿命的缩短。为此, 需要提高配电网电缆线路故障定位的精确度。近年来检测技术不断发展, 而使用双端行波原理对配电网电缆线线路故障进行三点式测量适用性较高。

2 配电网结构和故障信息获取

中低压配电网采用环式结构, 大多采取开环运行状态, 如图1所示。环网柜连接主干线路并且引出分支线路, 发生故障时可以隔离故障区段, 分支电缆时由电缆分接箱引出。随着馈线自动化水平不断提高, 环网柜、电缆分接箱的跟踪监测成为了未来的主要发展趋势。在其中安装温度、湿度、电流等传感元件, 通过无线通信方式上传递信息, 日常监测线路运行状态, 在发生故障时需要及时向上级反馈故障信息, 这样就能够及时了解故障的详细信息, 从而能够制定有效的解决措施。罗氏线圈是一种理想的信号测量元件, 当其和GPS、高速采样模块结合之后, 可以通过无线通信模块就可以提供每一个安装节点的同步故障行波信号。

3 各测点数据准备以及编号原则

3.1 测点排序依据

如图2的配电网电缆网络中, 故障点发出的行波信号能够借助电力系统向外传播, 在通过若干的折返之后会到达各个分支点以及测量点。因为电缆线有依频效应, 折返之后的信号会出现不同程度的削弱, 在众多波阻出现之后的反抗也会使得行波信号更加微弱。故障点和测量点之间的距离不断增加之后, 行波信号也会增长, 若测点距离故障点和测量点之间的距离不断增加, 行波信号就会变强。若测点距离故障点之间间隔距离较小, 故障波形中就会出现频率较高的暂态分量, 且间隔距离会扩大。所以, 在进行测点排序时会利用此原理进行合理排序。

3.2 暂态含量系数

在出现故障之后的一个周期, 故障暂态信号逐渐衰减, 在故障的后半段就会表现得十分强烈。所以, 在故障后半段进行信号采样。可借助Hilbert谱对IMF分量进行表述, 将一些暂态故障波形表示出来。一方面, 瞬时频率系数, 测量信号的暂态分量在故障之后出现变化较大时, 就会对频率的敏感程度较高。所以, 可以对瞬时频率系数进行瞬时概念的定义和表征, 充分反馈故障残留信号。另外一方面, 瞬时幅值系数, 在发生故障时暂态信号变化能够明显感知, 幅值会随着暂态信号不断变化, 若信号减弱, 幅值也会减少。所以, 可以直接计算出瞬时幅值, 进而得出瞬时幅值系数, 所以, 可以利用HT中的瞬时幅值概念构建瞬时幅值系数。

3.3 排序过程和测点编号序列

需要统一编号全网测点, 删除残缺的少数信号数据。可以借助相关公式对测点进行编号, 再进行排序。因为耦合现象出现在三相电路之间, 可以使用凯伦贝尔矩阵将信号解耦支模空间。利用线模量对领模量以及频变效应进行耦合, 并测量出信号。对于单相故障的判断, 可以借助行波特征比较显著的线模量进行分析比较, 从而获得进一步的行波信息。先按照瞬时频率系数绝对值, 进行编号。在排序时, 需要先计算出每一个测点的瞬时频率系数, 以减少计算工作量。若利用两个参数确定测定点的顺序, 则经瞬时幅值系数进行排序, 再完成编号和排序的工作, 最终形成最后的故障测点。

4 故障分支与定位区段

将Ra中和各端测定点无关的数据信息删除, 再对端点Rt序列进行编号。监测的故障区域选出Rt之前的3个测点网络, 并且将采集到的波形作为瞬时频率突变点, 将其作为波头到达时刻。再带入数据并通过三端测距公式进行计算, 明确故障点的位置:

如果获得的测距结果显示为同一个支点, 那么就说明该支点或者是支点附近有意外情况出现。了解分支点之外的其他情况可以辅助工作人员确定距离O2的1000m处的故障点f1的情况, 下面对该工作进行具体说明。

4.1 测距结果中仅有一个定位于分支点

如图3 (a) , 若端点测点选择的结果分别为C、D、E, 那么其波头到达的时间点分别为T1、T2、T3、L1o、L2o、L3o依次为3点到O3点电缆长度, V21、V31、V32依次为3次计算所使用的实时计算波速。计算得出的故障点和三端长度之间的距离依次为X1f、X2f、X3f。这时, 也就是结果和分支点几乎重合, μ是预置的正数阙值一般都是分支点所处区段长度的5~10%。X1f和X3为比较正确的测距结果;X2f指示故障点处于分支点位置, 如出现此种情况, 可将其认定为无效测距。由此可以看出故障发生在O3~O2之间。

4.2 3个测距结果都定位于分支点

如图3 (b) , 如果端点测点选择结果分别为D、E、F, 其波头到达时间点可以分别记为T1、T2、T3, L1o、L2o、L3o分别为3点到O3点电缆长度。如果3个测距结果指向不同的分支点, 那么这时选择的3个测点肯定会位于故障点的一边, 这就意味着测距结果是无效的。从Rt序列中选出第4个测点C的测量信息, 更替D点, 再选出故障区域, 这时其计算结果和前面的情况一致, 这时可以将故障判断位于O3~O2之间。如果3个测距结果都指向同一个分支, 那么需要根据其他分支点的测控温度判断箱内接头是否出现故障。如果为非接头故障, 那么同样要替换测点。

对于第二种情况, 需要选择Rt序列中的测点, 替换三端, 再按照上述流程进行, 最后可以获得符合第一种情况的结果, 确定故障的大概位置。分支区段判断步骤如图4所示。

5 故障测距

由于电路的长度有所不同, 且会因为波形存在畸变的可能性, 所以在使用双端测距原理时, 其精度会因为故障点导致测量位置的变化。当故障点和测量端重点距离较小时, 测量数据就会更加准确。所以, 在获得故障点的相关信息之后, 需要依据故障点的具体位置, 根据故障点附近且受到波形畸变较小的3个测量点计算出波速并进行测距。需要注意的是, 在选择测点时, 需要尽量选择和两个测点中间位置相近的点。

6 结束语

综上所述, 需要使用双端行波测距原理对配电网的复杂结构进行简化, 而点散式的测量可以削弱信号编号对于精确度的影响, 使得测量结果不能达到质量要求。点散式测量方法的应用可以准确定位故障点, 由此可见, 点散式测量方法的应用价值。

参考文献

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