摘要：该文介绍了贵阳市北供电局营业区内县城电网改造中，对配电自动化技术的考虑和工程实施策略，并以两个典型的县城电网为例，对配电网的特点进行了分析，还提出了应对措施。
要害词：县城电网；配电自动化；实施策略
中图分类号：TM715 文献标志码：A 文章编号:1003-0867(2006)03-0037-02
1县城电网改造的背景
贵阳市北供电局成立于1995年10月，是国家大型企业。主要承担贵阳市延安路以北城市中心区、金阳新区、乌当区、白云区和修文、息烽、开阳三县，供电面积5786km2，人口194万人。
贵阳市北供电局于1998年开始农村电网改造，于2004年全面结束，农村一户一表率达100。2003年城网改造也通过贵州省电网公司的整体验收。同年城网配电自动化通过了全国电力系统城市供电专业工作网组织的实用化评价和贵州省电网公司组织的实用化验收。与焕然一新的城网相比，县城电网成为配电网的薄弱环节。2003年，县城电网改造在贵阳市北供电局又全面启动。
2县城电网改造的技术原则
为保证县城电网改造的质量，贵州电网公司统一制定了技术原则。其要点为：
·绝缘化，供电半径5km；
·每个县城至少两个10kV环网，形成环网的配电线路要有不同的110kV电源点支撑；
·一户一表；
·调度自动化。
对于配电自动化，此次县城电网改造暂不提倡，改造的重点是放在形成县城较为坚强的配电网架上，其目的仍是为今后的配电自动化打下较为坚实的基础。
3县城电网改造的规模
贵阳市北供电局的县城电网改造涉及一区三县，覆盖城市人口18万，改造工程总投资9000万元。其主要内容为：
·在白云区、开阳县各建一个110kV变电站；
·在修文县、息烽县各建一个35kV变电站；
·建设和改造10kV配电线路100km；
·建设11个配电环网。
4配电自动化开展的可行性分析
贵阳市为省会城市，其所辖县城城市化水平在全省相对而言处于较高水平，经济和文化发展与市区差别不大。
贵阳市北供电局配电自动化工作开展已经有7个年头，城区局配电自动化工作成效显著，实用化已经转化成生产力，对配电自动化已积累了一定的经验。
所以我们认为：在县城电网改造中同步开展配电自动化工作，在我局的县（区）具有一定的可行性。要害是要制定正确的技术路线，按逐步到位分步实施的原则循序渐进。在配电环网形成后，以馈线自动化作为开展配电自动化工作的切入点。
5实施策略
5.1馈线自动化开关选择
馈线自动化的模式选择电压型自动化开关。配电自动化在城区分局的成功使全局配电专业、自动化专业人员达成共识：电压型是架空线路为主的配电自动化成熟的方式。分阶段实施，降低投资风险。逐步消化，有利于实践积累转化成技术优势。
5.2实施步骤和策略
采用电压型配电自动化经典的三段式实施策略。
·就地控制的馈线自动化；
·有通信支持的SCADA；
·高级应用软件支持的DMS。
5.3合作商家的选择原则
强大的技术支撑和良好的售后服务是一项新技术在推广和实施中必须要认真考虑的。我们的选择原则是国内配电专业主流和专业化公司。技术支持要有良好的口碑和记录，公司呈现可持续发展的态势。
6典型县城配电自动化方案介绍
6.1息烽方案
息烽全县人口23万，其中县城人口3万，占全县人口的13。2004年售电量约为780GWh，其中县城售电量20GWh，占全县售电量的2.56。建设3个环网，其中2个环网为电缆、架空线混合。使用15台自动化开关，其中4台为电缆落地型。15台自动化开关均配控制装置，不要求带通信口，但要考虑今后的可扩展性。
·10kV永黎——阳息环网容量：4.46mVA，安装5台自动化开关；
·10kV永城——阳城环网容量：4.74mVA，安装5台自动化开关；
·10kV永江——息江环网容量：4.46mVA，安装3台自动化开关。
10kV永黎、永城、永江线的上一级电源是110kV永靖变电站（2×50MVA）。10kV阳息、阳城线的上一级电源是35kV的阳朗变电站(2×8MVA)，阳朗变电站的上一级电源是110kV久长变电站。10kV息江线是息烽开闭所的一条出线，上一级电源同样是110kV永靖变电站。
可以看出，10kV永黎——阳息环网和10kV永城——阳城环网满足省电力公司的技术原则。
但是，10kV永江——息江环网在110kV永靖变电站全停时，则环网全停。
解决方法是：在息江和永城之间增加一个辅助联络开关，在永黎线和永江之间增加一个辅助联络开关。辅助联络开关闭合延迟时间（60s）与主联络开关闭合延迟时间（45s）在设置上不同，增加一个时间段(15s)。
6.2白云区方案
白云全区人口18万，其中县城人口8.8万，占全区人口的49。2004年售电量约为300GWh，其中县城售电量50GWh，占全区售电量比率16.6。建设4个环网，其中3个为电缆、架空线混合。使用20台自动化开关，其中11台为电缆落地型。20台自动化开关均配控制装置，全部为带通信接口的RTU。
·10kV艳同——南1环网容量：7.2mVA，安装5台自动化开关；
·10kV艳峰——南2环网容量：11.2mVA，安装5台自动化开关；
·10kV艳铝——麦同环网容量：13mVA，安装5台自动化开关；
·10kV麦峰——南3环网容量：12.5mVA，安装5台自动化开关。
10kV南1、南2、南3线的上一级电源是110kV南湖变电站（2×40MVA）。10kV艳同、艳峰、艳铝线的上一级电源是35kV的艳山变电站(2×8MVA)，艳山变电站的上一级电源是110kV白云变电站。10kV麦同、麦峰线的上一级电源是110kV麦架变电站（2×50MVA）。
可以看出：白云区配电环网在电源点上不存在问题。但是，白云的网架上存在一个严重的问题：35kV艳山变只有16mVA，正常运行方式下已经满载。它与其他两个变电站形成的三个环网均不能满带对侧。由于条件限制，短期内艳山变已经无法增容和升压。
如何解决这个问题呢？我们考虑：当一个环网需要由艳山变出线满带对侧时，至少要将另外两个环网中的一个全部倒出艳山变由对侧供电。
思路一：当艳1线联络开关动作后，艳2线第一个分段开关立即自动断开。没有通信，没有后台，如何实现？GPRS有无利用的可能？
思路二：在艳1线和艳2线两个间隔上各增加一套保护，检自身电流，跳对方开关。
采用何种办法解决这个问题？我们认为，第二种办法更具有可行性。因为第一种方法受制于公网，对于具有控制功能的实时系统来说具有一定的风险。而第二种方法实现起来更加轻易和成熟。
6.3对变电站的综合自动化进行必要的功能完善
多次重合闸：重合次数、重合动作时间可设可调。第一次重合后，如在5s内再次故障跳闸，闭锁第二次重合闸。
增加失压脱扣装置：变电站全站失压时，自动跳开全部10kV出线开关。避免中压合环，酿成事故。避免环网线路过负荷。同时，可改变线路上第一个分段开关的用途，形成一个环网5台开关真正的6分段。
