3、對原配電網進行改造的主要內容

　　3.1變電站綜合自動化改造由于該110KV變電站原有保護、遠動均采用常規裝置，不具備聯網、與用戶變通信等功能，故首先對變電站進行了綜合自動化改造，全部采用微機型的遠動系統和保護系統。改造后的系統具備完善的“四遙”功能和微機保護功能，并能與調度中心、上級配調中心、本級配調中心、客戶端RTU/FTU等進行通信。

　　該系統結構與功能同一般的微機化的變電站綜合自動化系統。

　　3.2部分用戶變電室改造由于該開發區配網自動化規劃設計采用電纜環網方式，所涉及的企業用戶變在配電自動化改造后均以二回35KV/10KV電纜出線，分別和上下二家企業的出線連成環網，出線均安裝可以遙控的出線開關。

　　在每企業的降壓變加裝DEP-900型FTU，并以光纖為信道連成環。在本區110千伏變電站配置配電自動化系統，主站端信道環總端連入配電自動化系統SuperDMS-2100主站端。

　　區內整個配電網采用手拉手環網方案，可以在線路故障時就近的斷路器自動跳閘，動作時間短，不依賴主站，對系統無沖擊，避免了開環系統需開關多次跳合判斷故障而帶來的弊端。

　　改造后的環網一次網絡典型結線方式如圖1所示：

圖1改造后的系統典型接線圖

　　3.3接地方式的改變及接地電阻值的選擇系統改造后全部改為電纜出線，電容電流要比架空線路高得多，需要將原來的小電流接地方式改為經小電阻接地的大電流接地方式。系統在變電站10/35kV母線側加裝接地變壓器，即成為中心點大電流接地即中性點經過小電阻接地系統。從系統發生單相接地故障的情況入手，嘗試了多個中性點接地電阻值，對系統的穩態和瞬時兩方面進行計算，并比較隨之改變的單相接地故障電流值、單相接地故障健全相電壓值及弧光接地過電壓值、鐵磁諧振過電壓值等，然后按照運行規程和繼電保護等方面的約束條件進行比較分析，綜合計算考慮系統總電容電流、單相接地故障時的故障電流、工頻過電壓、繼電保護配合及通信干擾限制等，將接地電阻阻值確定為5歐姆[2].

　　3.4保護定值的調整系統接地方式改變及加裝具備故障狀態縱差保護功能的FTU后，對原110KV變電站內的35/10KV饋線、母線、主變壓器、備自投各類保護定值均根據新的系統結構和運行方式進行了調整，上級500KV變相應出線的保護定值也根據新的運行條件作了微調。

　　3.5其它由于少數企業的供電原采用架空線路，這次統一改為排管電纜。此外，在小區內敷設了多模光纖的環網信道，既為配網自動化系統提供高速可靠的數字信道，又為遠方抄表、MIS系統聯網、多媒體數據傳輸等預留了通信手段。

　　由于FTU及開關操作都必須有可靠的不間斷電源，以保證在配電網一旦出現線路故障，導致保護動作、出線開關跳閘、故障電路全部停電或進行設備檢修時，仍能提供FTU工作電源、通信系統工作電源和開關操作電源，故在各用戶變配置了專用的小型220VDC高頻開關式直流操作電源。