安防之家讯：以鄢陵县电网改造中的技术对策为例，强调县级电网建设中要注重调度自动化、配网自动化、变电站自动化的建设，为打造智能化坚强电网夯实基础。

1 引言

鄢陵电网始建于1965年，自1998年始，历经经过一、二期农网改造、县城电网改造、新农村电气化及农网升级改造工程建设，现已形成了以220KV变电站为主供电源，110KV变电站为供电枢纽，35KV变电站为中心的输配电网络骨架。目前，鄢陵县投入运行的220KV变电站有1座，主变容量为180兆伏安、110千伏变电站2座，主变容量为103兆伏安、35KV变电站8座，主变容量为75.75兆伏安;建成的10KV及以上线路75条，线路总长度为1207千米;建成有电力调度通信中心一个;各类配电变压器1836座，总容量为260.718兆伏安。现用的电压等级为220KV、110KV、35KV、10KV及0.4KV。

2 电网总体评价

鄢陵县电网内无水电站和厂矿企业自备电源，所需电力电量全部靠电网供电。鄢陵电网负荷主要以居民生活用电为主，工业负荷比重小，负荷分散，让峰、避峰能力较差。

从电网系统的规模来看，基本能满足鄢陵县人民群众的生产和生活用电。长期以来，由于受历史、体制及地方政府产业发展政策等多方因素的影响，鄢陵县用电基础薄弱，用电水平较低，电量小、规模小，直接导致电网改造投入资金严重不足，网络结构不能及时得到优化，陈旧设备甚至国家明令淘汰的电气设备不能得到更新改造，而且随着鄢陵社会经济的快速发展，供电高峰时现有的电网不堪负重，电网系统供电可靠性较差、线损偏高不下，电网发展缓慢，电网整体网络结构薄弱。

3 电网存在的主要问题

鄢陵电网与先进兄弟县(市)电网相比，存在的主要问题是：

3.1 网络结构薄弱

目前，鄢陵电网仅能满足全县人民群众的生产和生活用电，供电电源点少，调节能力差，已建成的两座110千伏变电站均位于县域北部，南部一带无110千伏网络，致使鄢陵县南部4座35千伏变电站处于供电末梢，线路较长，损耗较大。

35千伏电网中的8座35千伏变电站，虽有2座已实现双电源供电，3座实现双回路供电，但仍有3座35千伏变电站是单回路、单电源点供电(陈店站、红旗站、三岗站)，35千伏电网大部分为单电源的辐射式供电，电网比电网结构不合理，负荷转移能力差，事故、检修停电范围大，转供电能力差，安全水平与自动化水平低，供电可靠性上达不到农网供电安全N-1准则的要求。虽然近几年投入了部分资金对变电站实施了技术改造和设备更新，采用了“新技术、新设备、新工艺”，对电网的可靠性有了一定程度的提高，但由于基础差、投入资金有限，整个电网网架结构没有从根本上得到完善。

部分配电线路由于建设时间早，存在供电半径长、老化严重、线径小、负荷超载、损耗大等现象，而且配电线路大部分为辐射式供电，没有形成手拉手的环形供电网络，“卡脖子”问题依然存在，同时存在导线与建筑物、线与树之间安全距离不够、私拉乱接、危及居民人身等安全隐患，供电安全可靠性较差，电能质量不能保证。

工农混用10千伏线路大量存在，无法实现相对分开，重点企业用电得不到保障，往往线路的一点故障就会给线路上的企业和群众的生产生活带来一定影响。

3.2 电能质量差，损耗较大

近几年鄢陵电网用电负荷急速增长，平均年电量增长率达20%以上，现有的配电网由于供电半径长、线径小、配电变压器偏离负荷中心、配电设备部分陈旧落后，存在大量高耗能设备(电网中有151台S7型及以下高耗能变)、无功补偿少等诸多原因，直接导致系统线损率居高不下，如个别配电台区线损率达到10%，严重处于警戒线以下。

3.3 设备陈旧，技术水平相对落后，自动化水平较低

鄢陵电网部分变电站建设年代较早，目前，这些变电站一次主开关设备仍然为多油断路器，没有实现无油化要求，与电力系统技术先进、安全可靠的真空开关、SF6断路器相比较，一次设备落后先进水平10年以上。35千伏陈店站10千伏出线刀闸，由于运行年限长，老化严重，经常出现故障。

110千伏鄢陵站、35千伏张桥站保护装置目前采用电磁式常规继电保护，运行时限超过二十年，二次设备没有更换，保护动作可靠性和灵敏性不高，与相临保护时限配合较困难，严重影响着鄢陵电网安全可靠稳定运行。另外，彭店站、三岗站、马栏站使用的是许继生产的PSU-2000系列微机保护装置，至今已使用9年。张桥变电站的两台主变由于相序不同，无法并列运行。

鄢陵电网整体上自动化水平较低，调度自动化系统不完善，如通讯、通信网络比较薄弱，目前仅建成县调主站→35千伏花都站通信光缆和县调主站→35千伏陈店站调度通信光缆，马栏站、张桥站、只乐站、三岗站和彭店站5座35千伏变电站使用的还是传统的输配电线路载波等调度通信方式。仅有110千伏变电站实现了遥测、遥信功能，根本实现不了“五遥”功能即遥测、遥信、遥控、遥调、遥视。

配网自动化基本上处于零起步，仅处于试点阶段，环网供电能力不强，只有县城区域能达到“手拉手”环网供电，绝大多数配网线路没有形成环网供电，供电可靠性差，负荷高峰时期，负荷转移困难，电网运行方式单一。

3.4 用电水平骤增，主变负荷率偏高

主变容量不足，主变负荷率偏高现象日益严重。2011年应峰度夏、应峰度冬期间110千伏鄢陵站、110千伏梅乡站、35千伏花都站、35千伏陈店站主变均出现过负荷现象。其中，35千伏花都站主变负荷率已高达120%，如不及时增容，除了无法保证主变的经济运行、增加损耗外，安全运行隐患十分严重，直接威胁着系统供电的安全可靠性，极易发生大面积停电事故。

4 电网改造的主要技术措施

当前，随着社会经济的快速发展，鄢陵电网用电负荷激增，2012年鄢陵电网最大负荷预计达12万千瓦左右，同比增长27%左右。加之城镇化及农村的现代化工业、农业正在崛起,使得电网配置与当地经济发展之间的矛盾日趋突出，电网运行方式也日渐复杂，因此原有的调度方式和管理方式已无法适应这种客观需要。近年来鄢陵电网虽有很大改善，但仍存在着电网结构薄弱、安全可靠性不高、线路损耗较大、电能质量较差等问题，亟须采取有效的技术手段进行改进和提高。因此，我们要着眼发展、更新观念、解放思想，紧跟新形势的发展，加快发展电网自动化建设，全力打造配置完善的调度和配网自动化系统，彻底解决目前存在的问题,早日建设一个坚强的县级电网, 同时逐步实现农网智能化，为全县政治、经济发展打好良好的基础。

4.1 优化网络结构，确保电网可靠安全

2011年7月，随着河南省首座220千伏智能化变电站-兴国寺220KV变电站在鄢陵县的顺利投产运行，有效解决了鄢陵县电网结构严重薄弱的问题，供电可靠性有了一定保障。特别是近几年的新农村电气化和农网改造升级工程，大量新设备、新工艺、新技术得到了应用，采用了可靠、先进、环保的智能设备以及最新的自动化技术。随着主干网架及联络线的建设与改造，电网结构和布局日趋合理，5座变电站可实现互为备用，电网整体输送能力和供电可靠性有了极大提高，这些都为下一步鄢陵电网改造奠定了基础。优化电网结构，要通过增加变电站布点、解决变电站单电源问题、实现无人值守等技术措施来提高供电能力和质量，高压配电网应采取以220kV变电站为中心、分片供电的模式，逐步建成“结构优化、布局合理、运行可靠、供电质量高、电能损耗低”的新型农网。

4.2 提高电网装备水平

积极采用新技术、新设备，如真空断路器、SF6断路器、柱上真空开关、金属氧化物避雷器、硅橡胶绝缘子、交联电缆等，减少因设备质量问题、试验周期短造成的不必要停电，对老旧变电站进行无油化改造，依靠科技进步逐步实现输、变、配电设备的状态监测和状态检修，通过在线检测、严密指导清扫、带电测温、油务监督等先进的技术手段和科学的分析评估方法，掌握设备的性能，指导设备的检修;变电设备涂刷RTV，延长清扫周期。

4.3 强化调度自动化和配网自动化的建设

新一代电网调度自动化系统应立足于具备基本的数据采集监视(SCADA)、遥控安全约束、拓展无功优化网络拓扑潮流计算负荷预计、运行设备在线状态监测等功能和远程诊断维护功能。并逐步向无功电压控制(AVC)等高级应用功能扩展。实施WEB发布功能，必须安装物理隔离装置。新一代的集SCADA/DMS、调度管理、电能量计费于一体的电网调度自动化系统，应综合考虑稳定性、实用性、易维护性、技术先进性、灵活性、安全性等因素，软件能适应多种硬件设备并能跨操作系统和数据库平台运行。同时，应积极推进配网自动化系统的建设，配网自动化系统应在配电网规划的基础上，统筹规划、分步实施，以配电网监视与控制(SCADA)、馈线自动化(FA)基本功能为主，具备扩展配变监测功能、配电设备管理(DMS)、地理信息系统(GIS)接口能力，尽量减少配电网故障停电时间，条件具备时配置调配一体化系统。

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