C-2 设计说【微信公众号：电力′料哥】明

1、PAGE PAGE 3第二篇 110kV变电站通用设计（方案C-2）第9章 设 计 说 明9.1 总的部分110kV变电站通用设计文件第二篇描述的是110kV变电站通用设计方案C-2，本方案主变压器远景规模为2台50MVA三相三卷变，110kV断路器采用瓷柱式断路器，35kV和10kV采用户内开关柜。9.1.1 本方案适用场合经济欠发达偏远地区，远期负荷发展水平较低，2台主变即可满足负荷增长要求，110kV变电站变电站采用户外瓷柱式断路器方案，运行业绩多。与GIS方案、HGIS方案和罐式断路器方案相比较，变电所建设采用瓷柱式断路器方案的最大的优势就是投资省，运行维护经验丰富。不足之处是抗震性能

2、不足，占地面积较大，远期变电容量偏低。该方案适用于国内一般常规地区使用。9.1.2 本方案技术条件110kV变电站通用设计方案C-2的建设规模及技术条件见表9.1-1。表9.1-1 方案C-2的建设规模及技术条件序号项目技术条件1主变压器本期1台50MVA，远期2台50MVA2出线回路数110kV出线本期1回，远期2回。35kV出线本期3回，远期6回。10kV出线本期8回，远期16回。3无功补偿装置10kV并联电容器：本期2组(3.6+4.8)Mvar，远期4组2(3.6+4.8)Mvar。4电气主接线110kV本期线变组接线，远景内桥接线。35kV本期单母线接线，远景单母线分段接线。10kV

3、本期单母线接线，远景单母线分段接线。5短路电流110、35、10kV短路电流水平分别为31.5、25、25（20）kA。6主要设备选型主变压器采用三相，三卷，自冷有载调压；110kV采用瓷柱式断路器；35、 10kV 采用户内开关柜；10kV电容器采用装配式、电抗器采用干式。7配电装置110kV屋外软母改进半高型布置。35kV屋内开关柜单层单列布置。10kV屋内开关柜单层单列布置。8保护及自动化计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可以满足少人值班要求。保护布置于控制室。9土建全站总建筑面积484.1m2，主控室建筑面积93.6m2(小于3000m3)，非采暖区。主变压器消防采用

4、化学消防。10站址基本条件海拔1000m以下，地震动峰值水平加速度0.10g，设计风速30m/s，地耐力R=150kPa，地下水无影响，假设场地为同一标高。国标III级污秽区。9.1.3 模块内容说明110kV变电站通用设计方案C-2按照模块化设计，共设计了110kV配电装置、35kV配电装置以及10kV配电装置3个基本模块和11个子模块。模块内容说明见表9.1-2。各基本模块可由增减子模块进行调整，子模块主要包括增减1台主变、增减1回出线、增减1组无功装置等。表9.1-2 基本模块内容说明序号基本模块编号基本模块名称基本模块描述1110-C-2-110110kV配电装置模块（1）110kV远

5、期出线2回，110kV变压器2台，采用内桥接线。（2）配电装置采用软母改进半高型屋外布置，110kV出线、主变进线及母线构架采用联合布置。（3）110kV采用SF6断路器，油浸式电流互感器，电容式电压互感器，氧化锌避雷器，双柱水平隔离开关。（4）相应的二次线及土建工程。2110-C-2-3535kV配电装置模块（1）35kV远期出线6回，主变进线2回，采用单母线分段接线。（2）35kV配电装置采用真空断路器移开式开关柜屋内单列布置。（3）相应的二次线及土建工程。3110-C-2-1010kV配电装置模块（1）10kV远期出线16回，主变进线2回，接地变消弧线圈2回，电容器4回，采用单母线分段接

6、线。（2）10kV配电装置采用真空断路器中置式开关柜屋内单列布置。（3）相应的二次线及土建工程。9.1.4 主要技术指标方案C2技术指标见表9.1-4表9.1-4 方案C2技术指标表方案代号围墙内占地面积（hm2）全所总建筑面积（主控楼面积）m2C-20.3683.5484.19.2 电力系统部分本通用设计按照给定的主变压器及线路规模进行设计，在设计工程中，需根据变电站所处系统情况具体设计。9.3 电气部分9.3.1 电气主接线9.3.1.1 110kV电气接线110kV本期1回出线，采用线路变压器组接线；远期2回出线，采用内桥接线。9.3.1.2 35kV电气接线35kV本期3回出线，采用单

7、母线接线；远期6回出线，采用单母线分段接线。9.3.1.3 10 kV 电气接线10kV本期8回出线，采用单母线接线；远期16回出线，采用单母线分段接线。本期安装2组电容器，容量为（3600+4800)千乏，采用单星形接线，接于10kV1M母线上。远期再增加2组同容量电容器接于10kV2M母线上。9.3.2 短路电流及主要电气设备选择9.3.2.1 短路电流110kV电压等级：31.5kA35kV电压等级：25kA 10kV电压等级： 25（20）kA9.3.2.2 主要设备选择主要电气设备选型应符合国家电网公司关于标准化建设成果应用管理目录的相关规定,本次通用设计主要电气设备原则上从国家电网

8、公司输变电工程2009年版通用设备中选择。主变压器选型1）采用有载调压三相三绕组变压器；2）220kV变电站作为当地110kV和10kV电网供电的主要电源，应采用降压型变压器；3）变压器冷却方式采用自冷；4）三次绕组额定容量按照100%全容量考虑，选用50MVA；5）接线组别为YNyn0d11；6）变压器阻抗按照2009年版通用设备选择。7）在实际工程应用中，应根据实际情况确定主变压器的调压方案、额定电压和阻抗电压。主变压器选择结果见表9.3.2-1。表9.3.2-1 主变选择结果表项目参数型式三相三卷自冷有载调压变压器容量50/50/50MVA额定电压1108125%/385225%/105

9、kV接线组别YNyn0d11阻抗电压Uk1-2%10.5，Uk1-3%1718，Uk2-3%6.5冷却方式自冷套管TA高压套管200600/1A ,5P30/5P30/0.5,外绝缘爬电距离不小于3150mm高压中性点套管100300/1A ,5P30,外绝缘爬电距离不小于1813mm(2) 110kV电气设备选择按照短路电流水平，110kV设备额定开断电流为31.5kA，动稳定电流峰值80kA。110kV主要设备选择结果见表9.3.2-2。表9.3.2-2 110kV主要设备选择结果设备名称型式及主要参数备注断路器126kV，2000A，40kASF6瓷柱式隔离开关126kV，2000A，4

10、0kA/3s水平旋转电流互感器126kV，2300/5 10P/10P/0.5 S /0.2S油浸式电压互感器126kV，(110/3)/ (0.1/3)/(0.1/3) (0.1/3)/0.1kV电容式电压互感器126kV，(110/3) (0.1/3)kV电容式无间隙氧化锌避雷器Y10W-102/266氧化锌(3) 35kV电气设备选择按照短路电流水平，3535kV设备额定开断电流为25kA，动稳定电流峰值63kA。35主要设备选择结果见表9.3.2-3。表9.3.2-3 40.5kV主要设备选择结果设备名称型式及主要参数备注开关柜真空断路器12kV，1250A，25kA接地开关40.5k

11、V， 25kA/4s电流互感器干式，40.5kV，1000/5A，10P/10P /0.5 S /0.2S主变干式，40.5kV，600/5A， 10P，300/5A， 0.5 S /0.2S出线、电压互感器干式，40.5kV，(3510/3)/ (0.1/3)/(0.1/3)/(0.1/3)熔断器电压互感器保护用，40.5kV，0.5A，25kA母线设备(4)10kV电气设备选择按照短路电流水平，3510kV设备额定开断电流为25kA，动稳定电流峰值63kA。35主要设备选择结果见表9.3.2-4。表9.3.2-4 12kV主要设备选择结果设备名称型式及主要参数备注电容器户外框架式成套设备，

12、12kV，（4.8+3.6）Mvar电抗器户外空芯干式，12kV，（360+380）Mvar接地变及消弧线圈成套装置户内干式，12kV，一次容量700kVA，二次容量100kVA，消弧线圈容量550kVA开关柜真空断路器12kV，3150A，31.5kA主变12kV，1250A，25kA出线、接地变、无功接地开关12kV， 25kA/4s电流互感器干式，12kV，3150/5A，10P/10P /0.5 S /0.2S主变干式，12kV，1000/5A，600/5A， 10P /0.5 S /0.2S出线、接地变、无功电压互感器干式，12kV，(3510/3)/ (0.1/3)/(0.1/3)

13、/(0.1/3)熔断器电压互感器保护用，10kV，0.5A，25kA母线设备9.3.2.3 导体选择(1) 母线的载流量按系统规划要求的最大通流容量考虑，按发热条件校验。本次通用设计110kV母线通过的最大电流暂按550A，35kV母线通过的最大电流暂按866A。10kV母线通过的最大电流暂按3031A。(2) 各级电压设备引线按回路通过的最大电流选择导线截面，按发热条件校验。(3) 主变压器低压侧引线载流量按低压侧额定容量计算。导体选择计算结果见表9.3-4。表9.3-4 导 体 选 择 表电 压(kV)回路名称回路电流最大(A)选 用 导 体控 制 条 件导线根数型号载流量(A)110母线

14、550LGJ-240/30655由载流量控制跨线及出线550LGJ-240/30655由载流量控制主变压器进线276LGJ-240/30655由载流量控制35母线866TMY-80101800由载流量控制主变压器进线8662（LGJ-240/30）1271由载流量控制10母线、主变压器进线30312（TMY-12510）3816由载流量控制9.3.3 绝缘配合及过电压保护9.3.3.1 避雷器的配置避雷器的装设组数及配置地点，取决于雷电侵入波在各个电气设备上产生的过电压水平，实际工程中需要采用雷电侵入波保护程序进行分析计算后确定；110kV出线避雷器的设置在具体工程中应根据国家电网生(2009

15、)1208 号关于印发预防多雷地区变电站断路器等设备雷害事故技术措施的通知执行。本方案避雷器根据以往的工程经验配置如下：在各级电压母线、主变35kV和10kV侧均装设氧化锌避雷器，并在主变压器中性点装设氧化锌避雷器。为防止电容器操作过电压，在并联电容器首端装设氧化锌避雷器。9.3.3.2 110kV电气设备的绝缘配合(1) 110kV氧化锌避雷器按GB11032及DL/T804选型，其主要参数见表9.3-5。表9.3-5 110kV氧化锌避雷器参数表额定电压 (kV，有效值)102最大持续运行电压 (kV，有效值)79.6操作冲击2kA残压 (kV，峰值)226雷电冲击10kA残压 (kV，峰

16、值)266陡波冲击5kA残压 (kV，峰值)297 (2) 110kV电气设备绝缘水平参数的选择及保护水平配合系数见表9.3-6。表9.3-6 110kV电气设备绝缘水平及保护水平配合系数表试验电压设备名称设 备 耐 受 电 压 值保 护 水 平雷电冲击耐压(kV，峰值)一分钟工频耐压(kV，有效值)雷电冲击保护水平(kV，峰值)全 波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器4805505302002301.4266=372.4实际配合系数550/266=2.07其它电器550550*530230395断路器断口间550550230230隔离开关断口间550+100230+709.3.3.3 35

17、kV电气设备的绝缘配合(1) 35kV氧化锌避雷器按GB11032及DL/T804选型，其主要参数见表9.3-7。其主要技术参数见表9.3-7。表9.3-7 35kV氧化锌避雷器参数表额定电压 (kV，有效值)51最大持续运行电压 (kV，有效值)40.8操作冲击1kA残压 (kV，峰值)114雷电冲击5kA残压 (kV，峰值)134陡波冲击5kA残压 (kV，峰值)15435kV电气设备的绝缘水平，由雷电冲击耐压决定，以避雷器雷电冲击5kA残压为基准，配合系数取不小于1.4。35kV电气设备绝缘水平参数的选择及保护水平配合系数见表9.3-8。表9.3-8 35kV电气设备的绝缘水平及保护水平

18、配合系数表试验电压设备名称设 备 耐 受 电 压 值保 护 水 平雷电冲击耐压(kV，峰值)一分钟工频耐压(kV，有效值)雷电冲击保护水平(kV，峰值)全 波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器20020022085801.4134=187.6实际配合系数200/134=1.49其它电器1851859595断路器断口间1851859595隔离开关断口间2151189.3.3.4 10kV电气设备的绝缘配合(1) 10kV氧化锌避雷器按GB11032及DL/T804选型，其主要参数见表9.3-9。其主要技术参数见表9.3-9。表9.3-7 10kV氧化锌避雷器参数表额定电压 (kV，有效值)17

19、最大持续运行电压 (kV，有效值)13.5操作冲击1kA残压 (kV，峰值)38.3雷电冲击5kA残压 (kV，峰值)45陡波冲击5kA残压 (kV，峰值)51.810kV电气设备的绝缘水平，由雷电冲击耐压决定，以避雷器雷电冲击5kA残压为基准，配合系数取不小于1.4。10kV电气设备绝缘水平参数的选择及保护水平配合系数见表9.3-10。表9.3-10 10kV电气设备的绝缘水平及保护水平配合系数表试验电压设备名称设 备 耐 受 电 压 值保 护 水 平雷电冲击耐压(kV，峰值)一分钟工频耐压(kV，有效值)雷电冲击保护水平(kV，峰值)全 波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器7575853

20、5351.445=63实际配合系数75/45=1.67其它电器75754242断路器断口间75754242隔离开关断口间85499.3.3.6 悬式绝缘子串片数的选择污秽等级为III级地区，按国家标准GB/T16434-1996 高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准中规定，取爬电比距为25mm/kV，依最高运行电压和爬电比距选择绝缘子串片数；并据导线荷载大小，选用不同强度的悬式绝缘子，单片绝缘子的爬电距离为400mm，据此，计算如下：110kV绝缘子串片数：25126/400=7.8735kV绝缘子串片数：251.240.5/400=3.04根据上面计算结果，再考虑零值绝缘

21、子片数，110kV绝缘子串片数取10片，35kV绝缘子串片数取5片。9.3.3.7 直击雷保护和接地(1) 直击雷保护110kV变电站通用设计采用在110kV配电装置构架上设置避雷针以及独立避雷针进行直击雷保护。为了防止反击，主变压器构架上不设置避雷针，另增设独立避雷针，与110kV配电装置构架上避雷针构成联合保护网，保护主变压器和35kV、10 kV设备及其连接导线。(2) 接地变电站的接地装置设计与站址区域土壤电阻率、短路入地电流值有很大关系，故对接地装置的设计不作推荐，具体工程可根据实际条件设计。接地装置材料目前主要有铜材和热镀锌扁钢，选材对接地电阻值几乎无影响，主要决定因素取决于土壤腐

22、蚀性和接地装置的使用年限。如无特殊要求，建议统一采用镀锌扁钢接地材料。9.3.4 电气设备布置及配电装置9.3.4.1 110kV配电装置110kV配电装置采用屋外软母线中型布置，进、出线均采用架空方式。它具有占地面积小，布置清晰，运行、维护方便，构架少等优点，已有成熟的安装、运行经验。表 9.3.4-1 110kV构架高度尺寸配电装置主要尺寸一览项目高尺寸（m）配电装置室长度44.5母线构架高度配电装置室纵向20.5219.3.4.2 35kV配电装置35kV配电装置布置在独立开关室，采用移开式手车开关柜，单列布置，该开关柜间隔宽度1400mm，占地面积小，配真空断路器，少维护、无污染。表

23、9.3.4-2 35kV配电装置主要尺寸一览项目尺寸（m）配电装置室长度23配电装置室纵向107.8配电装置室梁底净高4.15开关柜宽度1.49.3.4.3 主变压器10kV配电装置10kV配电装置布置在独立开关室，采用中置式手车开关柜，单列布置。配真空断路器，少维护，无污染。柜体宽度仅为0.8米，节约占地。柜间母线采用绝缘套管封护和支持，减少母线故障率，断路器中置式布置，维护、检修方便。表 9.3.4-3 10kV配电装置主要尺寸一览项目尺寸（m）配电装置室长度29配电装置室纵向105.8配电装置室梁底净高3.5开关柜宽度0.8、1.010kV电容器采用成套装置屋外布置，采用电缆进线，占地省

24、，安装简单，维护方便。10kV消弧线圈室采用屋外布置，采用电缆进线。占地省，安装简单，维护方便。变压器采用屋外敞开式布置，主变选用低噪音自冷变压器，以减少对周围环境的影响。9.3.4.4 电气总平面布置电气平面布置力求紧凑合理，出线方便，减少占地面积，节省投资，根据本方案的建设规模，本方案110kV配电装置与10kV配电装置平行布置， 35kV配电装置和主控室与其垂直布置，主变压器布置在变电站中部。110kV线路及主变侧采用架空进出线，35kV线路考虑不同时停电检修，采用架空出线和电缆出线相结合，电缆在引出站外后以改接架空出线，10kV线路及电容器采用电缆出线，电缆引出站外后也可改接架空出线，

25、35kV主变侧户外采用架空软导线， 10kV主变侧户外采用铜排母线桥，户内采用封闭母线筒进线。9.3.5 站用电及照明9.3.5.1 站用电本站采用站用电源交直流一体化系统。根据变电站站用电负荷统计结果，安装1台700/10.5-100/0.4干式接地变压器兼站用变压器（节能型）,接地变压器总容量为700kVA，其中站用电容量为100kVA，接于10kV1M母线上。另一台站变容量为100kVA，接于站外线路上。远景改接至10kV2M母线上，两台站变不考虑并列运行。9.3.5.2 照明变电站内设置正常工作照明和事故照明。正常工作照明采用380/220V三相五线制，由站用电源供电，事故照明由直流系

26、统蓄电池供电，在主控室设常明灯，出口处设自带蓄电池的应急照明指示灯。主控室照明灯具，采用嵌入式铝合金栅格荧光灯。配电装置的照明采用高效节能投光灯照明，作为检修和重点巡视时的照明。9.3.6 电缆设施9.3.6.1 电缆选型电力电缆和控制电缆选择按照GB50217-2007电力工程电缆设计规范选择。9.3.6.2 电缆敷设二次设备室、110kV配电装置、主变压器及35、10kV配电装置内均采用电缆沟。全站控制电缆沟是连通的，电缆沟内采用镀锌角钢支架。9.3.6.3 电缆防火变电站拟在通向二次设备室、35kV、10kV开关室及开关柜和二次屏柜底开孔处采取有效阻燃的封堵处理，在主要回路的电缆沟中的适

27、当部位设置阻火墙，在靠近含油设备（主变压器和电流互感器等）的电缆沟盖板予以密封处理。消防,报警,应急照明,断路器操作直流电源,计算机监控,双重化继电保护, 保安电源等双回路中的一回敷设在有防火隔板隔离的电缆架上，光缆单独敷设。变电站内所有屏、柜、端子箱等底部孔洞应采用防火材料封堵。站变至站用电屏选用非磁性材料铠装电缆，采用穿管直埋敷设。其它电力电缆与控制、通信电缆共沟敷设时，采取防火隔板或防火槽隔离。站内主控室、继电保护室电缆入口处，采用防火材料封堵，并在其二侧电缆1m范围内用防火涂料涂刷，涂层厚度约0.5mm。9.4 二次系统部分9.4.1 系统继电保护9.4.1.1 线路保护(1) 110

28、kV线路保护a 110kV线路保护配置原则 每回110kV线路的电源侧变电站一般宜配置一套线路保护装置，负荷侧变电站可以不配。保护应包括完整的三段相间和接地距离、四段零序方向过流保护。 每回110kV环网线及电厂并网线、长度低于10km的短线路宜配置一套纵联保护。三相一次重合闸随线路保护装置配置，重合闸可实现“三重”和停用方式。条件具备时，推荐采用保护测控一体化装置。b 110kV线路保护技术要求线路保护应适用于系统一次特性和电气主接线的要求。线路两侧纵联保护配置与选型应相互对应，若两侧二次电流相同，主保护的软件版本应完全一致。被保护线路在空载、轻载、满载条件下，发生金属性和非金属性各种故障，

29、线路保护应正确动作。外部故障切除，外部故障转换故障切除瞬间功率倒向及系统操作等情况，保护不应误动。在本线发生振荡时保护不应误动，振荡过程中再故障时，应保证可靠切除故障。主保护整组动作时间不大于20ms（不包括通道传输时间）；返回时间不大于30ms（从故障切除到保护出口接点返回）。在带偏移特性保护段反向出口时应能正确动作，不带偏移特性保护段应可靠不动。手合或自动重合于故障线路时，保护应能瞬时可靠地三相跳闸；而合于无故障线路时应不动作。保护装置应具有良好的滤波功能，具有抗干扰和抗谐波的能力。在系统中投切变压器、静补、电容器等设备时，保护不应误动作。重合闸应按断路器装设，只实现一次重合闸，在任何情况

30、下不应发生多次重合闸。由线路保护出口起动。断路器无故障跳闸应起动重合闸。保护装置应具有对时功能，推荐采用以太网或RS-485串行数据通信接口接收时间同步系统发出的IRIG-B（DC）时码作为对时信号源。保护应具备通信管理功能，与计算机监控系统和保护及故障信息管理子站系统通信，通信规约采用DL/T860，接口采用以太网口。保护装置宜采用全站后台集中打印方式。为便于调试，保护装置上应设置打印机接口。9.4.1.2 母线保护(1) 110kV母线保护配置原则单母线分段接线可配置一套母差保护。(2) 35kV、10kV母线保护配置原则35kV、10kV母线一般不宜配置母线保护，当采用主变压器低压侧速断

31、过流保护不能满足灵敏度要求时，每段母线可配置一套微机型母线保护。(3) 母线保护技术要求a母线差动保护要求采用具有比率制动特性原理的保护，设置大差和各段母线的小差保护，大差作为母线区内故障的判别元件，小差作为母联故障的选择元件。还应具有抗电流互感器饱和能力，复合电压闭锁，故障母线自动选择，运行方式自适应，母联、分段失灵和死区保护等功能。b母线发生各种接地和相间故障包括两组母线同时或相继发生的各种相间和接地故障时，母线差动保护应能快速切除故障。c母线差动保护装置不应因母线故障时有流出母线的电流而引起拒动。d母线保护不应受电流互感器暂态饱和的影响而发生不正确动作，允许使用不同变比的电流互感器。e母

32、线差动保护应具有复合电压闭锁出口回路措施。电压按母线闭锁。母联断路器及分段断路器不经电压闭锁。f具有电流电压回路断线告警功能，电流回路断线除告警外，还应闭锁母差保护。g时间要求。母线保护整组动作时间20ms；母线保护动作返回时间30ms。h保护装置应具有对时功能，推荐采用以太网或RS-485串行数据通信接口接收时间同步系统发出的IRIG-B（DC）时码作为对时信号源。保护应具备通信管理功能，与计算机监控系统和保护及故障信息管理子站系统通信，通信规约采用DL/T860，接口采用以太网口。i保护装置宜采用全站后台集中打印方式。为便于调试，保护装置上应设置打印机接口。9.4.1.3 操作箱及分段（母

33、联）、桥保护(1) 110kV线路操作箱a 110kV线路操作箱配置原则110kV每条线路应配置单套三相操作箱，如配置线路保护时，宜由线路保护统一配置，当本侧不配置线路保护时，可单独配置操作箱。b 110kV线路操作箱技术要求 三相操作箱接线应包括重合闸回路、手动合闸/跳闸回路、三相跳闸回路、合闸回路、操作电源监视回路、信号回路和与相关保护配合的回路等。 断路器防跳、跳合闸压力闭锁等功能宜由断路器本体机构箱实现，操作箱中仅保留重合闸压力闭锁接线。(2) 主变压器操作箱a 主变压器操作箱配置原则主变压器各侧宜配置三相操作箱（插件），操作箱（插件）宜与变压器保护共同组柜。b 主变压器操作箱技术要求

34、操作箱接线应包括手动合闸/跳闸回路、三相跳闸回路、操作电源监视回路、信号回路和与相关保护配合的回路等。断路器防跳、压力闭锁等功能宜由断路器本体机构箱实现。操作电源的直流空气开关应设在操作箱所在的屏（柜）内。操作箱应设有断路器合闸位置、跳闸位置和电源指示灯。(3) 分段（母联）、桥保护a 分段（母联）、桥保护配置原则 分段（母联）、桥按断路器配置一套完整、独立的，具备自投自退功能的分段、桥充电保护装置和一个三相操作箱。要求充电保护应具有两段相过流和两段零序过流。b 分段（母联）、桥保护技术要求分段（母联）、桥保护应带有二段时限的过流及两段时限的零序过流保护功能。分段（母联）、桥保护应具有母线充电

35、保护功能，向故障母线充电时，跳开本断路器。保护装置应具有对时功能，推荐采用以太网或RS-485串行数据通信接口接收时间同步系统发出的IRIG-B（DC）时码作为对时信号源。保护应具备通信管理功能，与计算机监控系统和保护及故障信息管理子站系统通信，通信规约采用DL/T 860，接口采用以太网口。保护装置宜采用全站后台集中打印方式。为便于调试，保护装置上应设置打印机接口。9.4.1.4 备用电源自动投入(1) 备自投配置原则根据主接线方式要求，分段（桥）断路器、线路断路器可配置备用电源自动投入装置。(2) 备自投技术要求a分段（桥）断路器装设检无压自投装置。自投条件：识别两电源进线均工作，分段（桥

36、）断路器断开。自投步骤：检本侧（或中、低压）一侧母线无压，且该侧电源进线断路器无电流，同时检本侧（或中、低压）另一侧母线有压，则延时跳无压母线电源进线断路器，确认此断路器跳闸（并非人为手跳）后，起动自动装置，瞬时投入分段（桥）断路器。自投成功后，充电保护应自动退出。b线路断路器装设检无压自投装置。自投条件：识别两电源进线一工作、一备用，分段（桥）断路器合入。自投步骤：检本侧（或中、低压）两母线均无压，则延时跳工作电源进线断路器，确认此断路器跳闸（并非人为手跳）后，起动自动装置，投入备用电源进线断路器。自投成功后，充电保护应自动退出。c备自投闭锁条件其中内桥接线起动总出口的变压器保护，保护动作应

37、闭锁备用电源自动投入装置。母差保护动作闭锁备用电源自动投入装置。手跳、遥跳进线或分段断路器。备自投装置配经复压闭锁的过流后加速保护及不经电压闭锁的零序后加速保护。根据各电力公司对自投的要求，可补充特殊逻辑条件。备自投装置应具有对时功能，推荐采用以太网或RS-485串行数据通信接口接收时间同步系统发出的IRIG-B（DC）时码作为对时信号源。保护应具备通信管理功能，与计算机监控系统和保护及故障信息管理子站系统通信，通信规约采用DL/T860，接口采用以太网口。9.4.1.5 故障录波器系统(1) 故障录波器配置原则a 110kV变电站一般不配置故障录波器，对于重要的110kV变电站，可配置故障录

38、波器。分别记录电流、电压、保护装置动作、断路器位置及保护通道的运行情况等。主变压器各侧录波信息应统一记录在一面故障录波装置内。b 每套线路故障录波器的录波量配置宜为64路模拟量、128路开关量。(2)故障录波器技术要求a故障录波器软硬件均为嵌入式结构。b要求记录因故障、振荡等大扰动引起的系统电流、电压及系统频率全过程的变化波形。c装置可以同时由内部起动元件和外部起动元件起动，并可通过控制字整定。d故障录波器应能连续记录多次故障波形，能记录和保存从故障前40ms到故障后60s的电气量波形。采样频率可变且不低于5000Hz。e至少能清晰记录9次谐波的波形。f交流电流工频有效值线形测量范围为0.12

39、0I。；交流电压工频有效值线形测量范围为0.12Un。g事件量记录元件的分辨率应小于1.0ms。h应具有远传功能，分析软件并配备完整的主站功能，可将录波信息送往调度端。故障录波器应能实现自动上传功能。i故障录波器应具备对时功能，能够接受时间同步系统同步时钟脉冲，装置应有指示年、月、日、小时、分钟、秒的计时功能。j故障测距的测量误差应小于线路全长的3%，装置测出的距离值应有显示。k 故障录波装置应具有对时功能，推荐采用以太网或RS-485串行数据通信接口接收时间同步系统发出的IRIG-B（DC）时码作为对时信号源。9.4.1.6 系统继电保护配置方案 (1) 110kV线路保护配置方案本方案变电

40、站按负荷变电站设计，本期110kV进线1回，为线路变压器组接线；终期110kV进线2回，为内桥接线。本站不配置110kV线路保护。 (2) 母线保护配置方案a本方案110kV母线不考虑配置母线保护。b本方案10kV母线不考虑配置母线保护。(3) 分段保护配置方案本方案远景配置110kV桥断路器充电保护。(4) 备自投配置方案本方案远景配置一套备自投装置。以上的110kV备用电源自投装置、桥断路器充电保护装置(含桥操作回路)合组一面屏。(5) 故障录波器配置方案本方案不配置故障录波器。9.4.2 系统调度自动化9.4.2.1 远动系统(1) 调度管理关系及远动信息传输原则调度管理关系宜根据电力系

41、统概况、调度管理范围划分原则和调度自动化系统现状确定。远动信息的传输原则宜根据调度管理关系确定。(2) 远动系统设备配置应配置相应的远动通信设备及测控单元等设备，其中远动通信设备宜按单套配置，并优先采用专用装置、无硬盘型，采用专用操作系统，远动与计算机监控系统合用测控单元。(3) 远动信息采集远动信息采取“直采直送”原则，直接从 I/O 测控单元获取远动信息并向调度端传送。(4) 远动信息内容远动信息内容应满足DL/T 5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程、DL/T 5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程和相关调度端、远方监控中心对变电站的监控要求。(5) 远动信息传输远

42、动通信设备应能实现与相关调度中心及远方监控中心的数据通信，分别以主备通道、并按照各级调度要求的通信规约进行通信。远动信息传输可采用以下两个方案：方案一：以电力调度数据网作为主通道，数据传送协议为TCP/IP，其应用层协议采用IEC60870-5-104。备用通道采用一路2M专线或常规远动通道至有关调度作为，传输规约采用IEC60870-5-104或IEC60870-5-101。方案二：主通道为专线，备用通道为拨号方式。专线传输规约采用IEC60870-5-104或IEC60870-5-101，拨号方式传输规约采用部颁CDT或SC1801规约。9.4.2.2 电能量计量系统(1)贸易结算用关口电

43、能计量点，原则上设置在购售电设施产权分界处，当产权分界处不适宜安装时，应由购售电双方或多方协商，确定电能计量装置安装位置。考核用关口电能计量点，根据需要设置在电网经营企业或者供电企业内部用于经济技术指标考核的各电压等级的变压器侧、输电和配电线路端。(2) 电能量计量系统配置方案a设备配置变电站内设置一套电能量计量系统子站设备，包括电能计量装置和电能量远方终端（或传送装置）等。贸易结算用关口电能计量装置主、副电能表，考核用关口电能计量点可按单电能表配置。关口电能表应为电子式多功能电能表，精度为0.2S级，并具备电压失压计时功能。电能计量信息传输接口设备可采用以下方案：全站配置一套电能量远方终端，

44、以串口方式采集各电能表信息；具有对电能量计量信息采集、数据处理、分时存储、长时间保存、远方传输等功能、同步对时功能。电能量计量主站系统通过电力调度数据网、专线通道或电话拨号方式直接与电能量远方终端通信，采集各电能计量表信息。b电能量信息采集内容电能量信息采集必须涵盖变电站内所有电能计量点，采集内容包括各电能计量点的实时、历史数据和各种事件记录等。(3) 电能量信息传输电能量计量系统子站通过电力调度数据网、电话拨号方式或利用专线通道将电能量数据传送至各级电网调度中心，通信应采用DL/T 719 或DL/T645 通信规约和TCP/IP 网络通信协议。(4) 电能计量装置接线方式对电能计量装置而言

45、，接地方式以中性点绝缘系统和中性点非绝缘系统（中性点直接接地和经补偿设备接地）划分。接入中性点非绝缘系统的电能计量装置应采用三相四线电能表，接入中性点绝缘系统的电能计量装置，宜采用三相三线电能表。9.4.2.3 调度数据通信网络接入设备(1) 调度数据网接入原则变电站宜一点就近接入相关的电力调度数据网。数据传送协议为TCP/IP，其应用层协议采DL/T634.5104-2002，宜采用10M/100M以太网接口（带宽可调）传输链路与相应电力调度数据网节点连接。(2) 配置原则根据电网情况，可配置一套调度数据网接入设备，包括交换机、路由器等，实现调度数据网络通信功能。(3) 二次系统安全防护a按

46、照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，配置变电站二次系统安全防护设备。b纵向安全防护：控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装IP认证加密装置，非控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装防火墙。c横向安全防护：控制区和非控制区的各应用系统之间宜采用MPLS VPN技术体制，划分为控制区VPN和非控制区VPN。d变电站监控系统、继电保护装置应划入控制区，电能量计量系统子站、故障录波装置接入等宜划入非控制区。(4)二次系统安全防护示意图图9.4.2.3.4二次系统安全防护示意图9.4.2.4 系统调度自动化配置方案（以A-2-5方案为例）(1) 远动通信设备由计算机监控系

47、统统一配置、组屏。(2) 电能量计量系统设备变电站配置1面电能计量装置屏，电能计量装置也可与电度表统一组屏。(3) 调度数据通信网络接入设备配置一套电力调度数据网设备及一套二次安全防护设备，可与远动设备共同组屏。9.4.3 系统通信及站内通信变电站通信部分设计主要内容应包含通信现状、通道要求、系统通信方案、通道组织、站内通信、供电电源、设备组屏等。9.4.3.1 光纤通信系统光纤通信电路的设计，应结合通信网现状、工程实际业务需求以及通信规划进行。(1) 光传输设备配置a 传输设备制式、容量、速率应按照各地市既定传输网络模式并结合各地市电力通信规划要求进行配置。b 对于同一传输网络中新增加的站点

48、的SDH（同步数字体系）设备，其型号应与原有设备保持一致，软件版本应保持兼容。重要板卡（电源板、主控板、交叉连接板、时钟板等）宜冗余配置。每套SDH设备应配置不少于2块2M接口板。c 对于光纤链路的设备群路光口应采用1+1配置。(2)光缆建设a 光缆纤芯类型宜采用G.652型光纤。光纤芯数宜采用1248芯。b 进入变电站的引入光缆，应选择非金属阻燃光缆。c 采用专用纤芯传输保护信号的线路，应适当增加光缆中的光纤配置芯数。d 入城光缆和网、省、地共用光缆，应增加光纤配置芯数。e 三回及以上线路、不同方向混架线路宜建设两根光缆，新建同塔多回输电线路应根据线路规划预留发展光缆。9.4.3.2 电力线

49、载波通信系统(1) 110kV变电站系统通信在只有一路光纤通道的情况下，宜配置一路电力线载波通道备用；在没有光纤通道的情况下，可配置两路电力线载波通道。电力线载波通道的配置还应满足110kV线路保护和对侧厂站系统通信的要求。(2) 110kV电力线载波系统通信通道的组织，应结合各地市通信网规划建设方案进行，原则上就近接入具有光纤/微波通道的站点。(3) 110kV电力线载波通道采用相地耦合方式，开设电力线载波通道的电力输电线路应宽频阻塞。9.4.3.3 站内通信110kV变电站内不设系统调度程控交换机。变电站调度及行政电话由调度运行单位直接放小号方式解决。根据具体情况考虑安装一部电信市话。9.

50、4.3.4 综合数据通信网设备110kV变电站可根据需求及通道条件配置1套数据通信网接入设备，按照各地市数据通信网的统一建设原则和拓扑结构，利用站内传输系统组织通道或裸光纤就近接入数据通信网骨干节点，用于通信设备的监控及其他各种信息的接入。设备按各地市统一体制选型。9.4.3.5 通信设备状态监测通信设备的动力和环境监测应与全站视频安全监视系统统一考虑，不独立设置。变电站应具备对通信设备动力和环境监视的手段。变电站应向调度运行维护单位转发通信设备动力和环境监视信息。9.4.3.6 通信电源系统 (1) 通信设备应采用-48V直流电源供电。(2) 110kV变电站通信设备宜采用站内一体化电源供电

51、。(3) 站内交流故障时，一体化电源应能维持对通信设备供电2小时，偏远地区变电站应能维持供电4小时。9.4.3.7 通信设备布置110kV变电站通信设备宜与二次设备统一布置，不设独立的通信机房。通信设备屏位应按变电站终期规模考虑，可设4-6个屏（柜）位，且宜集中布置。9.4.3.8 防雷与接地(1) 通信设备的防雷和过电压能力应满足DL548电力系统通信站防雷运行管理规程的要求。(2) 通信设备保护接地与工作接地合用一组接地体。(3) 通信设备各直流电源的正极，在电源设备侧应直接接地，直流馈电线应屏蔽，屏蔽层应两端接地。9.4.3.9 通信线缆敷设(1) 通信音频电缆、电话线沿电缆竖井、电缆夹

52、层、吊顶、电缆沟敷设。暗敷、室内明敷、特殊地段的缆线需穿PVC管或镀锌钢管。(2) 进站引入光缆全线穿阻燃PVC敷设，多条光缆宜采用不同路由的电缆沟进入二次设备室。(3) 保护采用专用光纤芯方式时，所用纤芯宜由通信光纤配线架配线引接。9.4.3.10 站内综合布线根据运行管理部门和各专业的需求，可在站内进行统一的综合布线。信息点的布置应根据运行部门和各专业的实际需求确定。9.4.4 变电站自动化系统9.4.4.1 管理模式变电站自动化系统的设备配置和功能要求按无人值班模式设计。变电站监控系统主要设计原则如下：(1) 采用开放式分层分布式网络结构，由站控层、间隔层以及网络设备构成。站控层设备按变

53、电站远景规模配置，间隔层设备按工程实际规模配置。(2) 应优化简化网络结构，站内监控保护推荐统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一采用DL/T860 通信标准，实现站控层、间隔层二次设备互操作。(3) 变电站内信息宜具有共享性和唯一性，计算机监控主站与远动数据传输设备信息资源共享，不重复采集，节约投资。(4) 变电站内由计算机监控系统完成对全站设备的监控，不再另外设置其它常规的控制屏以及模拟屏。(5) 计算机监控系统具有与电力调度数据专网的接口，软、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。(6) 向调度端上传的保护、远动信息量执行现有相关规程。(7) 计算机监控系统网络安全应

54、严格按照电力二次系统安全防护规定来执行。(8) 站控层宜实现顺序控制、智能告警等高级功能。9.4.4.2 监控范围无人值班模式变电要求调度端能全面掌握变电站的运行情况，监控范围在DL/T 5149-2001220500kV变电所计算机监控系统设计技术规程要求基础上则还需要增加： (1) 站用变、直流系统、逆变电源系统的重要馈线开关状态；(2) 变电站内重要房间通风采暖等动力环境；(3) 图像监视及安全警卫系统。(4) 火灾报警系统。9.4.4.3 系统网络间隔层的测控装置与站控层设备之间推荐采用间隔层的测控单元直接上站控层网络，测控装置直接与站控层通信。在站控层及网络失效的情况下，间隔层应能独

55、立完成就地数据采集和控制功能。变电站网络交换机宜按单星型网络配置。星型网顶配置相应的中心交换机，中心交换机的端口数量应满足站控层设备以及各分支交换机的接入要求。间隔层设备宜通过分交换机接入，按照二次设备室或按电压等级配置统筹配置分支交换机。二次设备室内设备之间采用双屏蔽双绞线通信，需经过室外电缆沟的通信媒介采用光缆。9.4.4.4 系统软件变电站通用设计推荐主机采用UNIX或LINUX操作系统。9.4.4.5 系统功能监控系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制等功能，并具备遥测、遥信、遥调、遥控全部的远动功能和时钟同步功能，具有与调度通信中心交换信息的能力。具体功能要求按DL/T

56、5149-2001220kV500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程执行。(1) 五防闭锁监控系统应具备逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。(2) 远动功能远动信息的直采直送是保证调度中心掌握电网整体运行状况的重要原则。远动通信设备需要的数据应直接来自数据采集控制层的I/O测控装置，并且通过站级层网络作为传输通道，直采直送要求远动通信设备与站内监控设备无关：主机兼操作员站的任何操作和设备故障对远动通信设备都不应有任何影响。(3) 信号采集监控系统的信号采集按照DL/T 5149-2001220500kV变电所计算机监控系统设计技术规程执行

57、。(4) 电压一无功自动控制(AVQC) 功能AVQC 功能宜由监控系统实现。(5) 智能告警实现变电站信息分层和整合，实现智能分析和判断。(6) 顺序控制通过计算机监控系统软件预先设定的程序对受控设备进行系列化操作。9.4.4.6 设备配置(1) 站控层设备按照功能分散配置、资源共享、避免设备重复设置的原则，站控层硬件设备由以下几部分组成：主机兼操作员站、远动通信设备、智能设备接口及打印机等。站控层数据库建库以及主接线图等宜按变电站远期规模设置参数化，便于以后扩建工程的实施。(2) 间隔层设备间隔层设备宜按各期工程规模配置I/O测控装置，布置于二次设备室，当一次设备采用GIS时，可将GIS相

58、应间隔的测控装置组屏安装于GIS室。I/O测控单元宜按断路器回路配置，配置原则是测控单元可随一次设备电气间隔的检修而退出运行；I/O测控单元屏上可配备操作面板，用于对断路器进行控制，也可通过I/O测控单元屏液晶面板操作。(3) 网络设备网络设备包括网络交换机、光/电转换器、接口设备和网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等。9.4.4.7 与其他设备接口(1) 与继电保护的信息交换监控系统与继电保护的信息交换可采用以下两种方式。方式一：保护的跳闸信号以及重要的告警信号采用硬接点方式接入I/O测控装置，推荐采用非保持接点。方式二：采用保护与监控系统统一组网，直采直送的方式。变电站计算机监控系统与保

59、护系统统筹考虑，保护与测控装置统一组网。在实际工程设计中，应根据运行和调度的要求对计算机监控系统所需保护信息量进行优化筛选。(2) 与其他设备接口对于智能设备，采用以下两种方式实现监控系统与智能设备的信息交换：方式一：重要的设备状态量信号或报警信号(智能关口表为脉冲信号)采用硬接点方式接入I/O 测控装置。方式二：交直流一体化电源系统、设备状态监测系统、智能辅助系统、电能计量系统、消谐装置及其他智能装置等宜采用DL/T 860标准与变电站监控系统通信。9.4.4.8 配置方案(1) 站控层设备a 监控系统主机兼操作员站组1面柜。b 远动通信设备、电力调度数据网接入设备（选配）、二次系统安全防护

60、设备（选配）可组1面屏。c 站控层网络交换机、同步时钟对时装置等设备组1面屏(柜)。(2) 间隔层设备 每台主变压器组1面测控屏(柜)，屏(柜)上布置3个测控装置。全站配置1 面公用测控屏(柜)，屏(柜)上布置2 个测控装置，用于其他公用设备。10kV测控保护一体化装置就地布置在10kV开关柜上。配置10kV网络交换机，安装于10kV开关室。9.4.5 元件保护及自动装置9.4.5.1 110kV主变压器保护(1) 主变压器保护配置原则a主变压器微机保护宜主、后分开单套配置，主保护与后备保护宜引自不同的电流互感器二次绕组。b主变压器应配置独立的非电量保护。(2) 主变压器保护技术要求a当高压侧