1　电网现状
　　福建省漳州市地方电网所辖区的9个县现有小水电装机23.6万kW；110 kV变电站12座，容量50.25万kVA，110 kV线路454 km；35 kV变电站50座，容量47.1万kVA，35 kV线路1 108 km;10 kV配电线路6 121 km；年供电量22.5亿kWh(其中省网直供7.5亿kWh)；110 kV变电站10 kV出线12～24回，35 kV出线4～10回，尤其是小水电较丰富的县，10 kV出线多数是多分支、多电源线路。

2　配电装置的布置方式和存在的问题
　　(1)110 kV、35 kV配电装置。110 kV配电装置均为室外中型布置。35 kV配电装置有2种布置形式：6座为室外中型布置，占地面积大，尤其是沿海几个县，空气湿度大，含盐量高，事故时有发生，户外电气设备的金属外壳和构架锈蚀严重，维护量大；其余采用室内布置，早期设计的为装配式2层布置，结构庞大，土建投资大，近年来开始选用GBW-35手车式开关柜，减少了土建投资，但检修、试验较不方便。
　　(2)10 kV配电装置。除一座采用SF₆断路器户外布置外，其余均为室内成套配电装置，主要采用GG-IA(F)固定式开关柜，少数为JYN₂-10、GPG-1A(F)手车式开关柜，出线规模为12～20回，配电室建筑面积130～200 m²，每回10 kV出线平均土建和一、二次设备合计投资高达5～6万元。馈线内断路器常选用SN₁₀-10I/630A少油式断路器，额定开断电流达17.3 kA，对一些终端变，系统提供的短路容量远小于断路器的额定开断值，出现“大马拉小车”现象，造成设备浪费。

3　线路保护存在的问题及其解决途径
　　(1)35 kV线路。35 kV线路长度为2～30 km，部分为“T” 接线或双电源线路，配置两段式电压速断、电流闭锁(或电流速断)和限时过流保护，电压速断按主运行方式下，电流、电压继电器保护范围相等来整定。实际运行对于小于10 km的线路，这种保护很难达到保护范围不小于线路全长15%的要求，而“T”接线路很难仅依靠整定计算来达到要求，多数情形下只能是Ⅱ段保护动作。
　　(2)10 kV线路。普遍存在线路短(2～15 km)分支配变多，“T”接线形式水电站多的现象，常选用两段式电流保护。但对于以小水电为主的县网，运行方式变化较大，短距离线路阻抗值很小，实际上很难区分线路首、末短路电流值。对于非终端线路，电流速断保护按躲过线路末端短路时最大短路电流来整定继电器动作电流，常常使Ⅰ段保护范围很小甚至失去保护范围，造成越线跳闸。
　　综上分析，配置装置无论采用户外或户内布置，这部分土建投资都占变电站总投资的相当比例，约为1/3，传统的控制保护屏使二次设备变得庞大，调试、维护工作量大，故障率高，整定计算繁琐。各县电网都已实施调度自动化系统，实现了遥信、遥测功能，但现有的设备要实现遥控，向无人值守过渡还有很大差距。

4　改进措施
4.1　改进速断保护整定方式
　　(1)对单电源、无分支终端线按线路末端短路时最小两相短路电流来整定速断保护，基本实现线路全长保护。
　　(2)对单电源、挂多台分配变的线路，断路器合闸时，配变产生的励磁涌流较大，易造成线路故障的假象，使断路器跳闸。因此，当励磁涌流大于线路末端最小短路电流时，应按躲过励磁漏值整定速断保护；当励磁涌流小于最小短路电流时，可按线路末端最小短路电流来整定，但对于分支线路故障，仍需要切除主干线，造成全线停电。
　　(3)对于双电源或多电源短线路，很难使速断保护从整定计算上来满足要求，从而有必要探讨其他的继电保护设备和整定方法。
4.2　推广使用新技术
　　今后新建或更新改造的变电站可用重合器代替10 kV出线断路器，取消10 kV配电室和线路二次屏。在这方面，漳州市地方电网起步较晚，除7座35 kV变电站使用微机集控台外，仅一座无人值守35 kV龙教变于1997年投入运行。重合器与断路器相比有其无法比拟的优越性：国产重合器产品基本成熟；重合器的反时限安秒特性和分闸电流的可调性比传统的整定计算和继电器调整简便。对有分支的线路，可配合安装在分支处的分段器，断开分支故障。可实现2～3次重合闸使重合闸成功率从一次的60%提高到90%以上，且减少占地面积，投资少，自动化程度高。
4.3　搞好无功补偿
　　110 kV变电站均设有电容补偿装置，而35 kV变电站仅部分有补偿装置。由于负荷波动较大，电容器投切频繁，造成运行不便，部分装置未投运。加强用户补偿，对大工业用户建议设置线路补偿电容器自动投切装置；对5 000 kVA以上的35 kV变压器建议选择有载调压式，取代站内电容补偿装置，尽管其价格高出普通变压器20%，但节能和调压效果较显著。