白水配网自动化方案.doc

智能配电网（配变电及用电）白水供电分公司配网自动化系统 初 步 设 计白水县供电分公司二一四年四月批 准： 审 核： 校 核： 编 制： 目 录1前言-1 1.1项目背景-11.2项目意义-1 1.3规划原则-21.4基本任务-2 2编制依据-33区域现状-53.1自然状况-53.2社会发展概况-53.3网架结构-64一次网架-64.1主网现状-64.1.135KV110KV地理接线现状图-74.1.235KV110KV变电站及线路情况-84.1.3白水双电源变电站-94.2存在问题-94.3主网双电源规划-104.4主网规划图-114.5无人值守变电站建设-124.5.1现状及存在问题-124.5.2无人值守的必要性-124.5.3变电站改造建设方案-134.6调度改造-134.6.1调度通信系统-134.6.2调度自动化系统-134.6.3存在问题-134.6.4调度自动化实施改造方案-144.6.5调度自动化方案-154.6.6调度改造设备标准-165配网10千伏现状及存在问题-165.1 10千伏线路设备基本情况-175.2 10千伏线路设备现状-175.3 10千伏配网存在问题-215.4 城区配网规划-225.5 配网无功配置规划-245.6 配网自动化规划-245.7 线路智能开关安装方案-256通讯建设方案-316.2组网方式-316.2.1EPON技术-316.3终端通讯网络建设方案-356.4配电网自愈功能-387配网自动化实施方案-437.1指导思想-437.2实现目标-437.3建设原则-447.4工程管理措施-447.5项目建设内容和投资需求-45VI 白水县供电分公司 配网自动化系统规划方案1、前言1.1项目背景国民经济的迅猛发展和人民生活水平的日益提高，对电力的需求量愈来愈大，催动了电力工业迅速发展。随着发电和用电规模的不断扩大，用电要求越来越高，电力系统已进入了一个大机组、大电网和超高压时代，电网结构日趋复杂化,这对电网调度、配网管理等提出了新的要求。配电网的智能化已经是供电企业必要的选择，不断提高配网的运行及管理的自动化水平是客观实际的需要，这种需要使配网自动化建设势在必行。通过实现对配网自动化系统，可增加快速、可靠的开关及控制装置，尽量减少对用户的停电次数和停电时间，提高供电可靠性、改善电能质量和提高配网的运行管理效率，实现配网的优化和经济运行。1.2项目意义当前，电力公司面对与日俱增的市场竞争，为了确保自己的客户群体，必须有自己独特的优势和良好的运营情况，而这其中重要的一环就是智能配网改造，认识到配网自动化的重要性，并且已开始着手实施相关方案。配网自动化规划应密切服从于配电网的发展并为其服务，因此配网自动化规划必须与配电网的规划相配套而且是配网规划的一部分。 配网自动化是个新生事物，应首先做好规划设计工作，系统功能定位要准确，先试点后推广，及时对运行工作总结，发现设计上问题，及时调整。配网自动化是一项复杂的系统工程，坚持“简单、可靠、实用、经济”的原则，统一设计、分步实施，必须从实际出发，有计划、有步骤地分阶段、分区域实施，试点实施工作应根据配电网的实际情况确定。在工程设计时，要充分考虑户外设备防水、防潮、防锈蚀等问题，户外设备应选择可维护性好或免维护设备，并尽可能与一次设备同寿命，系统功能应有扩充余地。1.3规划原则1.3.1研究提出一套适合白水电网的实用的配电自动化方案1.3.2配网自动化方案的原则：稳定可靠、实用、经济与先进性相结合1.3.3要求结构简单、容错性好、模块化、标准化1.3.4方案基本要求：容易实施、马上见效、少维护或免维护因地制宜、因网制宜，可分区、分步实施一遥、二遥、三遥组合实施，不要一刀切1.4基本任务2011年2015年，是国家第十二个五年计划期，也是白水县供电分公司建设一流县供电企业，创建质量效益型、管理现代化与国内水平接轨的一流供电企业的关键时期。坚决树立“科技是第一生产力”的观念，实施“科技兴电”战略，坚持以科技创新为先导，将是我们企业实现跨越式发展的最有效途径。白水县供电分公司着重进行调度改造、推广变电站自动化技术，35KV变电站实现“四遥”功能，逐步实现无人值班。积极实施城网改造，城区10KV线路实现环网供电，县城城区实现配电网自动化。高耗能配变全部更换，在网运行的开关全部为无油设备，安装智能开关进行保护控制，达到故障快速定位与环网联络，减少停电时间及面积。在电网安全和自动化水平不断提高的同时，积极研究设备状态检测的有效办法，修订完善设备状态检修的管理办法和作业规范，在变压器、断路器等主要专业实现状态监测、状态检修，1081台配变实现远抄远控。2、编制依据2.1 陕西省地方电力（集团）有限公司电网调度实施方案（陕地电办发200993号）2.2 陕西省地方电力（集团）有限公司电网调度通信自动化五年（20092013）发展规划2.3 陕西省地方电力（集团）有限公司智能电网规划报告2.4 陕西省地方电力（集团）有限公司智能电网规划项目试点建设方案2.5 白水县电气化县建设实施方案2.6 白水县国民经济与社会发展“十二五”规划2.7 DL/T 516-2006电力调度自动化系统运行管理规程2.8 DL/T 634-2002 远动设备及系统 第5部分 传输规约 第101篇基本远动任务配套标准2.9 DL/T 667-1999 远动设备及系统 第5部分 传输规约第 103篇继电保护设备信息接口配套标准2.10 DL/T 499-2000 远动设备及系统 第5部分 传输规约 第102篇电力系统电能累计量传输配套标准2.11 DL/T 5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程2.12 电力二次系统安全防护规定（电监会第5号令）2.13 DL/T390-2010县级城市配电网自动化实施技术导则2.14 DL/T721-2000配电网自动化远方终端2.15 DL/T814-2002配电系统自动化功能规范2.16 IEC 61970 能量管理系统应用程序接口标准2.17 IEC 61968 配网管理系统接口标准2.18 IEC 60870-5（所有部分）远动设备及系统 第5部分：传输规约2.19 B/T 13720 地区电网数据采集与监控系统通用技术条件2.20 GB/T 13729 远动终端设备2.21 GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程2.22 IEC 60870 Telecontrol Equipment and Systems2.23 IEC 61968 Application Integration at Electric Utilities - System Interfaces for Distribution Management2.24 EC 61970 Energy Management System Application Program Interface (EMS-API)2.25 YD/T 1749-2008接入网技术要求EPON系统互通性2.26 YD/T 1475-2006 接入网技术要求基于以太网方式的无源光网络(EPON) 2.27 D/T 5040-2005通信电源设备安装工程设计规范3、区域状况3.1 自然状况 白水县位于陕西省东北部，处于关中平原与陕北高原的过渡地带，县联结关中与陕北的咽喉要地，因境内白水河而得名。白水县地处东经109。16109。45，北纬35。4 35。27之间，东隔洛河与澄城县相望，南接蒲城县有五龙山相隔，西接铜川市郊区与渭北黑腰带相连，北以黄龙山、雁门山为界，与宜君、黄龙、洛川三县毗邻。全县总面积986.6平方公里，恰好是国土面积的万分之一，其中耕地面积72万亩，辖7镇3乡，194个行政村，总人口30万人。3.2 社会发展状况 白水县依托果、煤、酒、电、建五大支柱产业，按照高举发展大旗，团结创新实干，强果壮牧兴工，抓水修路建城，优境争项招商，建设经济强县的总体思路和奋斗目标，大力实施果畜富民，工业强县，项目带动，以城带乡，科教兴县五大战略，积极落实二十个一苹果营销和十个一环境治理措施，努力营造一流的投资环境。经济和社会迈上了健康发展的快车道，农村经济形成了果、粮、畜和乡镇企业协调发展的格局，工业生产形成了门类比较齐全，实力较强的生产规模，创出了白酒、果汁、陶瓷、水泥、眼镜等10余种名优产品。 3.3 白水县供电分公司2013年网架结构情况统计表序号指标白水县供电分公司（2013年）1人均GDP(万元/人）2.12年售电量（亿千瓦时）2.13供电电源点2410KV联络线路数量65联络率22%610KV线路总长度799.8757台区变数量10818台区变总容量（KVA）1662039通讯现状光纤、宽带10环网柜数量011电缆分支箱数量04、一次网架4.1主网现状白水县供电分公司在白水县境内的营业区为十个乡镇，雷村乡由蒲城县供电，云台乡由铜川供电局供电。共有变电站8座，其中110KV一座，35KV六座，35KV升压变电站一座，110KV线路12.552KM,35KV线路89.642KM。4.1.1 35-110KV地理接线现状图4.1.2 35KV-110KV变电站及线路情况：110kV变电站情况统计表序号变电站 名称电压等级(kV)主变 台数容量（MVA）所属单位备注1杜康变110240渭南供电分公司已建110kV线路情况统计表序号线路名称线路情况线路长度(km)备注1尧杜线尧山变杜康变12.55235kV变电站情况统计表序号变电站名称变电站主变容量（MVA）备注座主变台数（台）1白水变12202西固变12203林皋变126.34门公变1125尧禾变125.156纵目变128.157五峰变116.335kV线路情况统计表序号线路情况线路长度（KM）导线型号备注线路 名称线路起、至变名称1尧白线110kV尧山变35kV白水变7.5LGJ-9519722杜白线110kV杜康变35kV白水变4.976LGJ-7019723杜禾线110kV杜康变35kV尧禾变9.769LGJ-5019804杜门线110kV杜康变35kV门公变9.759LGJ-12020015杜林线110kV杜康变35kV林皋变13.717LGJ-7020016杜固线110kV杜康变35kV西固变13.68LGJ-9520017冯纵线35kV冯原变35kV纵目变14.4LGJ-7019768五纵线35kV五峰变35kV纵目变11.29LGJ-9520039五门线35kV五峰变35kV门公变4.551LGJ-9520034.1.3 白水电网双电源变电站情况白水电网目前运行的35kV及以上变电站七座。其中110kV变电站一座，为杜康变电站；35kV变电站六座，分别为白水变电站、纵目变电站、西固变电站、门公变电站、林皋变电站和尧禾变电站。除白水变电站、纵目变电站外，均未实现双电源供电。白水电网双电源变电站比率为28.6%。变电站双电源具体如下：4.1.3.1 35kV白水变电站由110kV杜康变电站3560杜白线和110kV尧山变电站3594尧白线供电，实现双电源供电。4.1.3.2 35kV纵目变电站由35kV冯原变电站3588冯纵线和35kV五峰变电站3562五纵线供电，实现双电源供电。4.2 存在问题为白水供电分公司提供电力供应的电源分别:渭南供电局110KV尧山变电站、澄城供电分公司35KV冯源变电站、洛河梯级小水电（1）陕西八大五峰水电厂位于我县尧禾镇五峰村，装机31600kw，经我局35KV五峰、门公变电站，110KV 杜康变与大网相连。 （2）槐沟河水电站位于尧禾镇槐沟河村，设计装机32200kw，在我局35KV门公变电站并网。白水电网电源点110KV尧山变，35KV白水、110KV杜康变电站电源均来自该站，一但尧山变停电，将造成白水县大面积停电，直接影响群众生产、生活。35KV变电站都是单电源，没有备用电源，供电可靠性差，无法满足N-1准则，需要建设引入第二电源4.3主网双电源规划4.3.1从渭南供电局110千伏小洼地变电站接110千伏线路一条给110千伏杜康变电站引入第二电源，线路约7千米，采用LGJ-120导线。4.3.2从渭南供电局110千伏小洼地变电站35千伏间隔接35千伏线路给35千伏西固变电站引入第二电源，线路约5千米，采用LGJ-120导线。4.3.3 从渭南供电局110千伏小洼地变电站35千伏间隔接35千伏线路给35千伏白水变电站引入第二电源，线路约4千米，采用LGJ-120导线。4.3.4 从渭南供电局35千伏高阳变电站接35千伏线路给35千伏林皋变电站引入第二电源，线路约10千米，采用LGJ-95导线。4.4 主网规划图4.5无人值守变电站建设4.5.1 现状及存在问题 白水八座变电站均实现综合自动化控制，白水县供电分公司成立县级调度一座，于2004年试运行，2009年正式运行，现运行良好，各变电站数据均能正常上传，县调实现了对八座变电站的“四遥”功能。从设备基础上满足建设无人值班变电站能力，但变电站及县调人员缺乏，每个变电站配备4名值班人员，县分公司召开各种会议需要站长、安全员参加或当个别人员因各种情况需请假时，变电站的正常值班无法满足正常2人在岗的规定，加之近几年来白水供电分公司人员负增长，变电运行人员无法得到增补，同时，保线站共有人员2名，不能满足正常线路检修、维护工作需求，修试所人员2名，也不能满足变电站大型停电时多个变电站的检修、消缺工作需要。4.5.2实现无人值班变电站工程建设的必要性随着白水电力网络的快速增长，为解决变电站运行人员严重缺少、业务能力整体偏低、自动化管理水平参差不齐现状，对于白水分公司变电运行人员、调度人员、保线人员及修试人员短缺的情况，如果能实现白水地区无人值班变电站的功能，将会彻底解决白水分公司调度、保线及修试力量，整体填补白水分公司主网的空缺。同时，实现无人值班变电站后，变电运行各项基础性工作也进入标准化、规范化的轨道，能实现统一指挥协调、分工明确、合理安排，成立操作队后，能用有限的几个人科学的进行7做变电站的正常倒闸操作、设备巡视、检修维护等工作。4.5.3 变电站改造建设方案4.5.3.1确定首座变电站后，结合实际进行改造，实现无人值班功能，白水分公司现计划选35KV林皋变电站为无人值班变电站试点，利用10个月的时间对林皋变进行改造，实现无人值班功能。4.5.3.2在林皋变实现无人值班后，努力总结经验，计划在2014年全面实施其他变电站的无人值班改造，争取在2015年内完成其他6座变电站实现无人值班。4.5.3.3投资估算：白水7座变电站建设无人值班变电站总投资为420万元。4.6、调度改造4.6.1调度通信系统：通信系统采用大唐电信TSAWM-1一点多址微波通信为主，载波和音频电缆为辅的通信方式。4.6.2调度自动化系统：主站系统为分布式结构，用以太网连接。采用陕西隆地公司的LD-2000 SCADA调度自动化系统，白水县调自动化工程2004年5月通过验收，2005年4月正式运行，该工程已全部完工，基本实现对白水电网“四遥”功能4.6.3存在问题：目前，一点多址微波通信已中断，各变电站远动数据无法上传至主站系统。主、子站系统运行不够稳定，运行中多次出现故障，主影响主站系统正常运行，甚至造成主站系统无法组网、系统瘫痪等严重事件。随着白水经济的快速发展，电网结构的变化，现有的模拟屏已难以实时显示电网接线情况，需要改造才能满足实时更新要求。 由于配网自动化系统的站端设备数量非常多，从目前成熟的通讯手段来看，没有一种通讯方式能够单独满足要求，各种通讯方式有不同的特点，应根据不同的情况采用不同的通讯手段；结合县调自动化系统已建成和数据流向应多层集结的方式来减少通道数量和充分发挥高速信道的能力的原则，宜采用以下通讯链路结构：10kV架空线路采用无线通讯或扩频载波或其他通讯方式将数据传输到变电站，电缆线路可采用光纤将数据传输到变电站，通过变电站的光缆通道将数据传送到主站端机房前置机，将配网数据分流到配网自动化系统主机； 4.6.4调度自动化实施改造方案4.6.4.1目前，白水已建成调度自动化系统并投入使用，调度主站按中型县级调度设计，采用SCADA县级电网调度自动化系统，主要由自动化系统主站端、通信系统和自动化系统厂站端组成。4.6.4.2总体原则： 4.6.4.2.1 坚持统一规划、合理投入、安全可靠、符合规范的基本原则； 4.6.4.2.2 电网调度系统建设应本着统一调度、分级管理、分层控制的原则；4.6.4.2.3 新建变电站本着同步建设的原则； 夯实基础、巩固成果，在进一步完善基础数据采集工作的基础上，定期对调度自动化系统进行综合评估，以电网发展需求为准，逐步消缺、合理升级完善，保证运行达到规范要求； 坚持立足现状，结合实际、升级改造的原则。4.6.5 调度自动化方案4.6.5.1 白水县调主站与市调、各变电站通信：租赁电信公司的2兆光纤，采用VPN方式通信，现已有的微波通道作为备用通信。约需投资27万元。4.6.5.2 对调度自动化主站系统硬件进行更换，包括主站服务器2台、工控机2台、UPS电源系统、大屏幕投影系统等。约需投资18万元。4.6.5.3 对调度自动化主站系统软件进行更新，增加调度自动化系统的应用功能。在调度自动化系统SCADA功能的基础上增加应用功能：网络建模、网络拓扑、状态估计、网络数据库、调度员潮流、短路电流计算、无功/电压优化、静态安全分析、静态调度员培训仿真、短期负荷预报、网损计算、安全约束、调度管理、智能操作票等功能。约需投资200万元。4.6.5.4 主站系统实现与管理信息MIS系统连接，实现信息交换。可通过访问服务器的串行接口及高速madem实现与远方厂家诊断工作站的通信，通过远方诊断功能加强系统维护、故障排除的响应速度。4.6.5.5 结合目前的白水调度自动化功能特点，加大对调度、变电站的设备改造，集中监控管理系统，实现变电站无人值守试点。更新调度主站服务器和工控机，将模拟屏更换为投影显示。投资费用18万元。4.6.6设备标准调度自动化系统的建设应遵循国家颁布的有关法规、标准、规程、规定，并加强标准化推广应用工作；新建系统积极采用相应标准，调度自动化系统采用IEC 61970系列标准，变电站自动化系统采用IEC 61850系列标准，配电站自动化系统采用IEC 61968系列标准，实时数据通信采用IEC 61870系列标准。在软件上遵循下列标准: 、操作系统接口标准；、图形界面标准；、数据库访问标准；、网络通信标准；、语言标准；、文件标准。符合这些标准, 则在系统中任一部件或子系统更换时, 就不会引起整个系统的变动, 而整个系统更换时应用软件也不受影响。加强调度端调度自动化系统建设与运行管理的标准化，发挥地电集团集约化管理优势，强化调度自动化系统建设与运行管理，积极推进调度自动化系统的典型设计和推广应用工作。统筹规划地（市）、县调、集控中心调度自动化系统建设，集中选用国内2-3家骨干企业的有关产品，争取做到统一规划、统一设计、统一技术规范、统一硬件选型、统一组织实施。厂站端信息采集应尽可能统一考虑，避免设备的重复设置，应做到直接调度直接采集；应广泛采用交流采样技术及现场分布处理技术。5、配网10千伏现状及存在问题5.1 10kV线路设备基本情况统计配网线路为树枝状呈放射型分布，共有10KV线路26条769.120KM(其中集团公司20条612.525KM；用户6条156.595KM),配电变压器973台，容量143703KVA（其中集团公司548台，容量48859KVA；用户425台，容量94844KVA）， 低压线路704.445 KM（其中集团公司671.76KM，用户32.685KM）。10KV线路之间存在环网结构，紧急情况下可实现不同变电站之间环网供电,但存在供电能力差,可靠性不高。5.2 10KV线路设备现状5.2.1 10千伏部分线路供电半径过长。由于电源点布点过少，目前我局10千伏线路供电半径过长。10kv线路中城市电网供电半径超过7公里的线路有8条，占10kv线路的37%。5.2.2 城区电网线路绝缘化率、电缆化率低。城区电网中除个别档距的线路因特殊需要使用绝缘线、电缆外，均使用架空的钢芯铝绞线增大了故障几率，影响了供电可靠率。5.2.3 配网环网率较低，互带能力不强。目前实现互供的线路有3条，且未使用自动切换闭锁装置，只能采取人工操作的方式对电网运行方式进行调整，不利于运行方式的安全调整。5.2.4 配网线路分断点过少。目前配网架空线的分断点不足，10kv线路柱上开关45台，平均16.32公里一台开关，每条线路平均1.45台开关。部分重负荷支线上还存在用丝具作为断开点的情况。5.2.5 线路老旧严重。配网线路虽然通过近几年的电网建设和改造，现状已得到改善，但仍有个别线路存在导线截面偏小，纯铝导线老化，电杆锈蚀严重，运行状况较差，故障率高等问题。5.2.6 电力线路走廊问题突出。一些城镇开发及建设工程，因为各方面原因未对电力走廊作出规划安排，造成新建线路走廊问题突出。已有的部分线路走廊也不能满足日益增长的负荷发展的需要，且部分走廊线房矛盾、线树矛盾突出，极易造成事故的扩大。5.2.7 无功补偿容量不足及无功补偿配置不足。10kv配电线路无无功补偿设备、低压无功补偿装置安装率、投运率过低，致使无功配置容量不足，功率因数低，客户端电压降低，甚至有些长线路的末端用户，负荷高峰期用电设备无法启动。变电站未装无功自投装置，自动化程度差。目前，仅有杜康变电站采用无功自投装置投切电容器，而其他无自投装置的变电站仍然采用手动调节方式投切电容器。由于负荷受时段负荷波动的影响，导致电网电压偏移幅度增加，要求调节的实时性较大。而大部分变电站无功平衡的自动控制未完善，自动化程度差，无法实现对无功电压进行实时调节，网络损耗率偏大。5.2.8 配网结构不合理，导致线损增大。电源布局与电网结构对线损的影响较大。由于网络结构不尽合理。使得部分线路出现过负荷，供电半径较长，老旧线路线径偏小，线路负荷较重，部分地区电压偏低。网络布局不合理，增加迂回，交错供电，出现导线“卡脖子”，不能按经济电流密度输送功率，导致10千伏网络线路损耗增大。5.2.9配网线路、设备情况一览表51序号馈路名线路（KM）导线电流开关（台数及安装位置）配变（KVA/台） 局属用户合计型号与距离A台数杆号杆号杆号杆号局属台数用户台数合计1城关I5.1191.6956.814120#/5.9073203干线12#干线26#干线33#83103059932214303522仓颉1298.5652.29010.855120#/12.4321401干线6#城北支线1#2785145710218495353132城关11.9380.72512.663185#/11.118 120#/11.642604干线65#干线103#干线104#西寨支线3#3445164980168425324城关21.3775.95827.335150#/2.46120#/7.772803干线27#干线45#城建支线1#24252784252810850555122西固16.1506.64322.793120#/3.6421703干线2#方里支线1#雷公支线43#304325104803613523616陶瓷17.2939.75327.04695#/9.451502干线24#干线68#1230176250227480397西固I27.5006.84434.344120#/2.36 70#/5.052801干线39#高咀支2#2245247335349580588西固26.62213.37940.001120#/37.02 95#/116.342101干线4#干线5215901998252411415439冯雷46.35716.66563.02270#/650#/1835#/14.42603干线48#干线56#干线105#366537946047131258410雷牙65.01312.21577.22870#/31.51902干线18#干线78#刘家卓支1#3850537475621132511511李家卓19.2986.01125.309120#/16.0141103干线3#干线5#84#或东环路支1#15001028401943402912杜康51.8756.53358.40870#/1250#/25.12204干线4#干线62#干线86#干线121#31034740502171536813合家卓10.2604.96415.22470#/3.89750#/6.721202干线3#石狮支线4+1#15601148502864103914尧禾28.4727.21535.687120#/16.870#/9.1250#/19.112303干线13#尧阿支线1#干线24#32653017412150065115许道35.0707.37842.44850#/22.32802干线28#许道支线1#13602210801124403316收水29.7243.36433.08850#/23.658302干线2#干线60#212028370624903417林皋36.5208.89545.41570#/13.161152干线20#林皋河支线1#42154028551870705818门公44.7650.37345.13850#/7.235#/38.86110132028190415103219史官59.9026.92766.82950#/35.42102干线56#史官支线48#31535132801964337020纵目12.6481.37914.02750#/3.28535#/18.43601干线15#75012390411401621路长62.7513.82566.57695#/20.8870#/38.382601干线63#249053187010436063合计637.219133.031770.25045574245949944947315687310675.3 10KV配网存在问题5.3.1 10KV线路之间存在环网结构，紧急情况下可实现不同变电站之间环网供电,但存在供电能力差,可靠性不高。10KV配网有部分能实现环网连结，但线路设备建设标准低，供电电压偏低，基本满足不了环网供电要求。白水电网10KV手拉手环网情况一览表序号手拉手线路所在变电站环网处设备设备型号允许电流所在位置1128城关线路白水变电站3#开关ZW7-40.5600A128城关线路33#杆处2132城关线路杜康变电站3123林皋线路林皋变电站开关ZW7-40.5400A121杜康线路121#杆处4121杜康线路杜康变电站5130李家卓线路杜康变电站开关ZW7-40.5400A130李家卓线路东环路支线42#杆处6129仓颉线路白水变电站开关ZW7-40.5400A130李家卓线路东环路支线53#杆处5.3.2目前10kv线路配网自动化基础薄弱，有部分专用变压器安装了远抄远控装置，线路分段开关的智能化改造正在实施，配变的状态监测手段落后，负荷监测、三相不平衡检查等运行数据的采集主要为人工采集。5.3.3配网自动化设备严重不足，大量工作使用人力完成，导致监测数据误差、信息掌握不全、不及时，为运行管理带来困难，加之城区电网基础薄弱，不能满足配网自动化的需求5.3.4由于部分乡镇经济发展迅猛，现有供电设备容量已不能满足用电需求。尤其是城区负荷的快速增长、配网建设须针对负荷集中的居住小区，用电负荷较大的工业、商业等大用户，其配网建设应结合中远期用电负荷，在区域由变电站出专用线路提供电源，保证供电可靠性。对重负荷线路，采取新增出线，调整网架结构的方式，逐步消除该过负荷的线路，完善配网结构。对未实现“手拉手”的城区线路进行环网建设，达到提高供电可靠性的目的。针对配网存在的薄弱环节，进行线路的绝缘化改造，降低配网事故。通过对配网的建设和改造，一方面达到完善配网结构，降低损耗，提高配电网的供电可靠性要求，同时也使配网的规划、设计、建设、改造逐步实现规范化、标准化、最优化，为实施配网自动化工作提供便利的条件和坚实的基础。 5.4 城区配网规划5.4.1 对城区的城关1和城关2线路进行绝缘化改造，采用JKLYJ-240导线双回架设，电杆更换为18米，需改造约16.3千米,计划需要资金515万元。5.4.2.1 计划从110千伏杜康变电站10千伏间隔出一条10千伏线路，与125陶瓷西塬支线实现手拉手，线路长度5.8千米，可导出白水变负荷8000千伏安。5.4.2.2 计划从渭南供电局110千伏小洼地变电站出三条10千伏线路，分别与西固线路、城关1线路、城关2线路实现手拉手供电，线路长度约12千米。以上新架四条10千伏线路总长度约17.8千米，计划需要资金685万元。5.4.2.3 城区配网规划图通过对城区配网的建设和改造，一方面达到完善配网结构，降低损耗，提高配电网的供电可靠性要求，同时也使配网的规划、设计、建设、改造逐步实现规范化、标准化、最优化，为实施配网自动化工作提供便利的条件和坚实的基础。5.5配网无功配置规划配网根据配电变压器容量5%-10%进行无功容量配置，对配电无功设备进行增容，逐步实现无功补偿装置的自动投切。对新增专变用户，无论是高压或低压供电，必须要求客户按照规定加装无功补偿设备及无功自投装置。对已投运的专变用户缺无功补偿及自投装置或装置已坏的，应按照规定补装无功补偿及自投装置，投资240万元。5.6配网自动化规划配网自动化按分期建设原则，系统最终功能包括配网监控（SCADA），配网故障处理系统（DA），地理信息系统（GIS），配网管理系统（DMS），并具有与调度自动化系统、MIS、负荷控制等现有系统的直接接口功能。该主站系统经通信网络系统与子站系统、开闭所FTU、柱上FTU、环网柜FTU，配变监测终端TTU等设备联系起来，实现配网自动化。配网自动化系统分为三层管理模式：即配网监控和管理中心层（主站）、配网监控中间层（子站）以及配网监控基础层（终端设备）。配网自动化系统主站和子站均采用集中控制方式，主站端设在供电局内。完成配网的监视、管理、分析、控制任务以及GIS功能。子站设在变电站内，完成对FTU、TTU信息的采集、转发，以及主站控制命令的接收、转发任务。配网故障的诊断、隔离、供电恢复功能主要采用主站/子站相结合的方式，根据实际配网情况按区域的划分分别在主站、子站实现，主站接收子站系统处理的故障信息。由于资金投入较大，计划在2015年以前实现城关I、城关II等重要线路的地理信息系统（GIS）建设，投资30万元。5.7 线路智能开关安装方案5.7.1线路智能开关配合使用的YCCH41型智能控制器是以32位ARM芯片为核心的线路保护装置，可与各种重合器、分段器、断路器相配套，具有完善的三段过流保护功能、重合闸、就地遥控、远端通信、环网联络开关、电参数测量等功能，并且配有强大的输入、输出端口，可连接重瓦、轻瓦、温度等继电器触点，进行保护控制。本控制器结构合理、功能实用、抗干扰能力强、美观大方、体积小、安装方便。控制器内置永磁控制单元，可配合单线圈或双线圈永磁机构完成分合闸操作。5.7.2智能开关安装后、利用分段器具备的智能化功能与站内开关配合，通过站内开关二次重合闸，共同完成故障区段的隔离、非故障区段的恢复供电，并且利用站内故障区段指示设备，判断出故障区段；采用的分段器应予留通讯接口，以便下一步扩展。5.7.3 线路智能开关配合使用的YCCH41型智能控制器5.7.4 白水10KV线路智能开关安装方案序号出线变电站及馈路名称开关名称安装位置说明备注1白水变128城关I1#干线12#杆为分段开关，便于线路运行方式的灵活调整22#干线15#杆33#干线25#杆44#干线33#杆杜康变132城关线路联络开关55#二马路支线1#杆为支线控制开关6白水变129仓颉1#四马路支线4#杆杜康变130李家卓线路联络开关拆除干线6#杆开关72#城北支线1#杆支线控制开关，可将线路通过城北支线与杜康变132城关线路连接8白水变122西固1#方里支线1#杆支线控制开关（方里支线长5公里）拆除干线首端开关92#圪台支线1#杆支线控制开关（配变容量2165KVA）103#人民路支线22#杆白水变121城关II线路联络开关11白水变121城关II1#干线27#杆线路分段开关，便于线路运行方式的灵活调整122#干线44#杆白水变125陶瓷线路联络开关133#城建支线1#杆支线控制开关（配变容量3885KVA）14白水变125陶瓷1#干线18号线路原有分段开关，提供灵活的运行方式152#西塬支线1#杆作为长线路分段开关，西塬支线长7.4公里，后段带有2.8公里苏家支线163#西塬支线60#杆174#古城支线1#杆支线控制开关，线路长2.68公里，地貌较为复杂18杜康变132城关1#干线65#杆对杜康至城区四马路的5.4公里线路进行分段192#干线103#杆分段及联络开关，可将白水变128城关I线路负荷接入203#干线105#杆分段及联络开关，通过3#开关及城北支线可与白水变129仓颉线路形成手拉手线路。214#西寨支线1#杆控制西寨支线，便于支线停电及故障的及时切除。（支线配变容量2655KVA）22杜康变130李家卓1#干线5#杆线路分段开关（干线长5.3公里）232#李家卓支线1#杆支线控制开关（李家卓支线长4.8公里）243