第三篇 110kV变电站通用设计说明（【微信′公众号：电力料哥】终）

1、PAGE PAGE 21第三篇 110kV变电站通用设计（方案A1-2）第11章 设 计 说 明11.1 总的部分 110kV变电站通用设计文件第Y篇描述的是110kV变电站通用设计方案A1-2，本方案110kV配电装置采用GIS落地布置，架空出线；35kV配电装置、10kV配电装置采用户内高压开关柜单列布置，全电缆出线；主变压器采用3台容量为50MVA国产优质的三相三绕组低损耗、低噪音有载调压变压器，户外布置；每台配置2组容量分别为3600kvar+4800kvar无功补偿装置，散装成套户外布置的方案。11.1.1 本方案适用场合（1）城郊（2）外界条件限制，站址选择比较困难的地区11.1.

2、2 本方案技术条件110kV变电站通用设计方案A1-2的建设规模及技术条件见表11.1-1。表11.1-1 方案A1-2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250MVA，终期350MVA2出线回路数110kV本期出线2回，终期出线4回35kV本期出线4回，终期出线6回10kV本期出线12回，终期出线24回3无功补偿装置每台变压器配置10kV电容器2组，容量为3600kvar+4800kvar4电气主接线110kV采用单母线分段接线（可采用内桥+线变组接线或扩大内桥接线）35kV采用单母线分段接线10kV采用单母线分段接线5短路电流110kV短路电流：40（31.5）kA35kV

3、短路电流：25kA10kV短路电流：25（20）kA6主要设备选型主变压器选用三相三绕组低损耗、低噪音自冷式有载调压变压器110kV：全封闭组合电器（GIS）35kV：小车式成套开关柜，柜中配置真空断路器10kV：中置式成套开关柜，柜中配置真空断路器10kV电容补偿装置：框架式散装成套装置站用变：干式变压器7配电装置110kV：户外GIS，架空出线35kV：户内高压开关柜单列布置，电缆出线10kV：户内高压开关柜单列布置，电缆出线无功补偿：户外成套装置8保护及自动化按无人值班设计，计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑9土建部分全站总建筑面积579.60m2，主变压器消防采用推车式

4、干粉灭火器系统，室内外不设置消火栓。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。11.1.3 模块内容说明110kV变电站通用设计方案A1-2按照模块化设计，共设计了110kV配电装置、35kV配电装置、10kV配电装置以及生产综合楼4个基本模块。模块内容说明见表11.1-2。表11.1-2 基本模块内容说明序号基本模块名称基本模块描述1110kV配电装置模块110kV出线本期2回，远期4回；主变进线本期2回，远期3回。本期及远期均采用单母线分段接线（可采用内桥+线变组接线

5、或扩大内桥接线），本期装设4台断路器。GIS设备户外布置，间隔宽度1.5m，均为架空出线。配电装置按40（31.5）kA短路电流水平设计。235kV配电装置模块35kV本期出线4回，远期6回，主变进线本期2回，远期3回。本期单母线分段接线，远期单母线三分段接线，本期开关柜11面。采用户内移开式开关柜单列布置，母线桥进线，电缆出线。配电装置按25kA短路电流水平设计。3主变压器及10kV配电装置模块10kV本期出线12回，远期24回，主变进线本期2回，远期3回，无功装置出线本期4回，远期6回，接地变出线本期2回，远期3回。本期单母线分段接线，远景单母线三分段接线，本期开关柜26面。采用户内移开式

6、开关柜单列布置，母线桥进线，电缆出线。配电装置按25（20）kA短路电流水平设计。主变压器本期2组50MVA，远期3组50MVA，三相三绕组，油浸式有载调压，50/50/50MVA，110/35/10。主变压器户外布置，设置防火墙。主变压器110kV采用软导线连接，35kV、10kV采用硬母线连接。4生产综合楼生产综合楼建筑面积579.60m211.1.4 主要技术指标 方案A12技术指标见表11.1-3表11.1-3 方案A1-2技术指标表方案代号围墙内占地面积（hm2）全所总建筑面积（生产综合楼面积）m2A1-20.4002 570.6011.2 电力系统部分 本通用设计按照给定的主变压器

7、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。11.3 电气部分11.3.1 电气主接线11.3.1.1 110kV电气接线 110kV采用单母线分段接线（可采用内桥+线变组接线或扩大内桥接线）。11.3.1.2 35kV电气接线 35kV采用单母线分段接线，按照主变压器进行分段。11.3.1.3 10 kV 电气接线 10kV采用单母线分段接线，按照主变压器进行分段。11.3.1.4 各级中性点接地方式 110kV中性点采用直接接地方式。 主变压器110kV侧中性点采用避雷器加保间隙保护，经隔离开关接地。35kV、10kV为不接地系统。11.3.2 短路电流及主要电气设

8、备选择11.3.2.1 短路电流110kV电压等级：40（31.5）kA35kV电压等级：25kA10kV电压等级：25（20）kA11.3.2.2 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）110kV变电站作为当地35kV和10kV电网供电的主要电源，应采用降压型变压器； 3）变压器冷却方式推荐采用自然油循环风冷（ONAF）； 4）接线组别为YNy0d11； 5）变压器阻抗按照2009年版通用设备选择。 主变压

9、器选择结果见表11.3-1。表11.3-1 主变选择结果表项目参数型式三相三绕组，油浸式有载调压容量50/50/50MVA额定电压11081.25% /37 / 10.5 kV接线组别YNy0d11阻抗电压Uk1-2%10.5，Uk1-3%17.5，Uk2-3%6.5冷却方式自然油循环自冷（ONAN） 110kV电气设备选择 110kV采用户外GIS设备，较适用于最终规模一次建成架空出线、变电站占地资源受限的情况。 按照短路电流水平，110kV设备额度开断电流为40kA，动稳定电流峰值100kA。 110kV主母线穿越功率按系统要求考虑，根据通用设备标准参数选择110kV出线回路额定工作电流2

10、000A。110kV主要设备选择结果见表11.3-2。表11.3-2 110kV主要设备选择结果设备名称型式及主要参数备注GIS断路器126kV，2000A，40kA隔离开关126kV，2000A，40kA /3s接地开关126kV，40kA /3s电流互感器126kV，400800/5A，5P30/5P30/0.5，5P30/5P30/0.2S电压互感器126kV，(110/3)/ (0.1/3)/(0.1/3) (0.1/3)/0.1避雷器YH10W-102/266中性点隔离开关72.5kV，25kA/4s35kV电气设备选择按照短路电流水平，35kV设备额定开断电流为25kA，动稳定电流

11、峰值63kA。35kV主要设备选择结果见表11.3-4。表11.3-3 35kV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40.5kV，2500A，25kA接地开关40.5kV，25kA/4s电流互感器干式，40.5kV，1000/5A，10P15/10P15干式，40.5kV，400800/5A，10P15/0.5/0.2S主变干式，40.5kV，1000/5A，10P15/0.5分段干式，40.5kV，800/5A，10P15/10P15干式，40.5kV，200400/5A， 0.5/0.2S出线电压互感器干式，40.5kV，(35/3)/ (0.1/3)/(0.1/3)

12、/(0.1/3)熔断器电压互感器保护用，35kV，0.5A，25kA母线设备避雷器YH5WZ-51/13410kV电气设备选择按照短路电流水平，10kV设备额定开断电流为25kA，动稳定电流峰值63kA。10kV主要设备选择结果见表11.3-4。表11.3-4 10kV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内框架式成套设备，12kV，3.6/4.8Mvar接地变兼站用变户内干式接地变压器，12kV，Zyn11，400/100kVA消弧线圈户内干式随调式消弧线圈成套装置，315kVA开关柜真空断路器12kV，3150A，31.5kA主变、分段12kV，1250A，25kA出线、接地变

13、接地开关12kV，25kA/4s电流互感器干式，12kV，3000/5A，10P15/10P15/10P15干式，12kV，2500/5A，10P15/0.5/0.2S主变干式，12kV，3000/5A，10P15/0.5分段干式，12kV，800/5A，10P15/10P15干式，12kV，300-600/5A，0.5/0.2S出线干式，12kV，800/5A，10P15/10P15干式，12kV，50-200/5A，0.5/0.2S接地变干式，12kV，800/5A，10P15/10P15干式，12kV，400/5A，0.5/0.2S电容电压互感器干式，10kV，(10/3)/ (0.1/

14、3)/(0.1/3)/(0.1/3)母线设备熔断器电压互感器保护用，10kV，0.5A，25kA母线设备避雷器YH5WZ-17/45母线设备11.3.2.3 导体选择 110kVGIS、35kV、10kV开关柜内母线及分支回路的计算功率可参考前述设备选择。导体选择的原则： （1）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；主变进线侧导体、母联导体载流量按不小于主变额定容量1.05倍计算。 （2）110kV、35kV、10kV出线回路的电缆截面不小于送电线路的截面； （3）主变压器110kV、35kV、10kV引线按经济电流密度进行选择。选择结果见表11.3-5。表11.3

15、-5 导体选择结果电 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525由设备厂家明确2000由载流量控制跨线及出线525由设备厂家明确2000由载流量控制主变压器进线262LGJ-240/30655由载流量控制35母线1170由设备厂家明确1250由载流量控制分段780由设备厂家明确1250由载流量控制主变压器进线780TMY-8081491由载流量控制10主变压器进线27492TMY-125103816由载流量控制母线2749由设备厂家明确3150由载流量控制11.3.3 绝缘配合及过电压保护电气设备的绝缘配合，参照国家标准GB1103

16、2-2000交流无间隙金属氧化物避雷器、行业标准DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护绝缘配合确定的原则进行选择。11.3.3. 1 110kV电气设备的绝缘配合（1）避雷器选择110kV氧化锌避雷器按2009版通用设备选型，作为110kV绝缘配合的基准，其主要技术参数见表11.3-8。11.3-8 110kV氧化锌避雷器主要技术参数名 称参 数额定电压（kV，有效值）102持续运行电压（kV，有效值）79.6操作冲击500kA残压（kV，峰值）226雷电冲击10kA残压（kV，峰值）266陡波冲击10kA残压（kV，峰值）297（2）110kV电气设备的绝缘水平110kV系统以雷电

17、过电压决定设备的绝缘水平，在此条件下一般都能耐受操作过电压的作用。所以，在绝缘配合中不考虑操作波试验电压的配合。雷电冲击的配合，以雷电冲击10kA残压为基准，配合系数取1.4。110kV电气设备的绝缘水平见表11.3-9，经核算满足配合要求。表11.3-9 110kV电气设备的绝缘水平 试验电压设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压（kV，峰值）1min工频耐压（kV，有效值）全波截 波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器480450550200185其它电器550550*550230230断路器断口间550550230230隔离开关断口间630265265*：仅电流互感器承受截波耐受试验。11.3.

18、3.2 35kV电气设备的绝缘配合（1）避雷器选择。根据DLT6201997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合第4.2.6条所述，当“变压器高低压侧接地方式不同时，低压侧宜装设操作过电压保护水平较低的避雷器”。目前国内厂家生产的氧化锌避雷器，其保护性能和工作特性优良，满足该规定要求。为此，主变35kV侧配置Y5W-51/134型氧化锌避雷器，其主要技术参数见表11.3-10。表11.3-10 35kV氧化锌避雷器主要技术参数名 称参 数额定电压（kV，有效值）35最大持续运行电压（kV，有效值）51操作冲击残压（kV，有效值）114雷电冲击残压（kV，有效值）134陡波冲击残压（kV，有效值）

19、154（2）35kV电气设备及主变压器中性点的绝缘水平。35kV电气设备的绝缘水平以避雷器雷电冲击残压为基准，配合系数1.4。35kV电气设备的绝缘水平见表11.3-11.表11.3-11 35kV电气设备及主变中性点绝缘水平 试验电压设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压（kV，峰值）1min工频耐压（kV，有效值）全波截 波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器和电抗器2001852208580断路器断口间1851859595隔离开关断口间215118其他电器185185959511.3.3.3 10kV电气设备的绝缘配合（1）避雷器选择。根据DLT6201997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合第

20、4.2.6条所述，当“变压器高低压侧接地方式不同时，低压侧宜装设操作过电压保护水平较低的避雷器”。目前国内厂家生产的氧化锌避雷器，其保护性能和工作特性优良，满足该规定要求。为此，主变10kV侧配置YH5WZ-17/45型氧化锌避雷器，其主要技术参数见表11.3-11。表11.3-11 10kV氧化锌避雷器主要技术参数名 称参 数额定电压（kV，有效值）10最大持续运行电压（kV，有效值）17操作冲击残压（kV，有效值）38.3雷电冲击残压（kV，有效值）45陡波冲击残压（kV，有效值）51.8（2）10kV电气设备及主变压器中性点的绝缘水平。10kV电气设备的绝缘水平以避雷器雷电冲击残压为基准

21、，配合系数1.4。10kV电气设备的绝缘水平见表11.3-12.表11.3-12 10kV电气设备及主变中性点绝缘水平 试验电压设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压（kV，峰值）1min工频耐压（kV，有效值）全波截 波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器和电抗器7575853535断路器断口间75754242隔离开关断口间8549其他电器7575424211.3.3.4雷电过电压保护（1）主变压器的绝缘配合本工程选用三卷电力变压器，110kV进线设置避雷器作为全站110kV系统保护,35kV、10kV部分可以由母线避雷器进行保护，无需专门设置避雷器，另外根据过电压规程要求，在主变压器35kV、10

22、kV侧各设一组避雷器，以保护主变。（3）防直击雷。按规程规定本站内设两只35米独立避雷针做为设备直击雷保护。11.3.3.5 接地主接地网采用网格布置，接地网工频接地电阻设计值应满足规程要求，如果工程计算值超出允许值，应采取必要措施。一般情况下，主接地网水平接地体、垂直接地体及主设备接地引下线，可选用热镀锌扁钢。（比如本方案接地引下线选用-606、主接地网采用-606），集中垂直接地体可选用-6062500mm镀锌钢管（长度2.5m）。具体工程应根据实际短路入地电流进行选择计算；对于地下水位较高、地中腐蚀性较严重的地区，考虑到GIS的运行特点，可经济技术比较后选用铜质接地材料。11.3.4 电

23、气设备布置及配电装置11.3.4.1 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。根据建设规模，110kV配电装置采用户外GIS布置在站区的北侧，35kV、10kV配电装置室平行布置在站区的南侧，变压器布置在110kV配电装置和35kV、10kV配电装置室之间。10kV无功补偿装置布置在站区的东北侧，10kV接地消弧装置布置在配电室的南侧。11.3.4.1 110kV配电装置110kV配电装置户外GIS落地布置方式，本期两回架空出线，主变采用架空进线方式，间隔宽度3m；整个配电装置室的平面布置尺寸为27.7m，纵向尺寸为13m，GIS室梁底高度=设备高度+最大元件

24、起吊高度+吊车高度。表11.4-1 110kV构架高度尺寸配电装置主要尺寸一览项目高尺寸（m）配电装置出线架构总长度30母线构架高度配电装置进出线建构纵向宽度20.513GIS间隔宽度1.511.3.4.2 35kV配电装置本方案35kV配电装置采用移开式开关柜户内单列布置，主变进线及母线跨线采用架空封闭母线桥方式，出线均采用电缆，整个配电装置室的平面布置尺寸为45m，纵向尺寸为13m。表11.4-2 35kV配电装置主要尺寸一览项目尺寸（m）配电装置室长度26配电装置室宽度11.5配电装置室梁底净高4开关柜宽度1.411.3.4.4 10kV配电装置本方案10kV配电装置采用移开式开关柜户内

25、单列布置，主变进线及母线跨线采用架空封闭母线桥方式，出线均采用电缆，整个配电装置室的平面布置尺寸为45m，纵向尺寸为13m。表11.4-2 10kV配电装置主要尺寸一览项目尺寸（m）配电装置室长度42.1配电装置室宽度11.5配电装置室梁底净高4开关柜宽度1.0、0.811.3.5 站用电及照明11.3.5.1 站用电 本变电站站用电源交直流一体化系统包括交流、直流、逆变等部分，由交流进线模块、交流馈线模块、充电模块、逆变电源模块、站用通信电源模块、直流馈线模块、直流母线绝缘监测模块、蓄电池组、蓄电池监测模块、数字一体化监控模块组成。 交流站用电系统为380/220V中性点接地系统，由3面交流

26、低压配电柜组成。为提高供电可靠性，站用电系统采用单母线分段接线，每台站用变各带一段母线，同时带电分列运行。重要回路为双回路供电，全容量备用。11.3.5.2 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三相四线制，由站用电源供电，事故照明电源取自直流屏。当交流电源失去时，事故照明手动投入，开关设在门口处内侧，并应设有明显标志。 屋外照明采用投光灯，屋内工作照明采用荧光灯、白炽灯，事故照明采用白炽灯。二次设备室、屋内配电装置及主要通道处，应装设事故照明。11.3.6 电缆设施11.3.6.1 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

27、计规范选择。11.3.6.2 电缆敷设 户外电缆采用电缆沟和穿管敷设方式，户内电缆采用电缆沟及穿管敷设方式。11.3.6.3 电缆防火 电缆防火的措施是在屏柜下方，电缆竖井进出口，以及室外电缆沟每隔一定区段，采用耐火材料封堵。11.4 二次系统部分11.4.1 系统继电保护11.4.1.1 线路保护11.4.1.1.1 110kV线路保护11.4.1.1.1.1 110kV线路保护配置原则(1) 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。(2) 每回110kV环网线及电厂并网线、长度低于10km的

28、短线路宜配置一套纵联保护。(3) 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。(4)条件具备时，推荐采用保护测控一体化装置。11.4.1.1.1.2 110kV线路保护技术要求(1)线路保护应适用于系统一次特性和电气主接线的要求。(2)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。(3)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，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。(4)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。(5)主保

29、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）。(6)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。(7)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。(8)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。(9)重合闸应按断路器装设，只实现一次重合闸，在任何情况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。(10)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

30、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。(11)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。11.4.1.2 母线保护11.4.1.2.1 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。11.4.1.2.2 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。11.4.1.2.3 母线保护技术要求

31、(1)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。(2)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。(3)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。(4)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。(5)母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

32、及分段断路器不经电压闭锁。(6)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。(7)时间要求。1)母线保护整组动作时间20ms；2)母线保护动作返回时间30ms。(8)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。(9)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。11.4.1.3 操作箱及分段（母联）、桥保护11.4.1.3.1 110k

33、V线路操作箱11.4.1.3.1.1 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。11.4.1.3.1.2 110kV线路操作箱技术要求(1) 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。(2) 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。11.4.1.3.2 主变压器操作箱11.4.1.3.2.1 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），

34、操作箱（插件）宜与变压器保护共同组柜。11.4.1.3.2.2 主变压器操作箱技术要求(1)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。(2)断路器防跳、压力闭锁等功能宜由断路器本体机构箱实现。(3)操作电源的直流空气开关应设在操作箱所在的屏（柜）内。(4)操作箱应设有断路器合闸位置、跳闸位置和电源指示灯。11.4.1.3.3 分段（母联）、桥保护11.4.1.3.3.1 分段（母联）、桥保护配置原则(1) 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。(2)要求充电保护应具有两段

35、相过流和两段零序过流。11.4.1.3.3.2 分段（母联）、桥保护技术要求（1）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。（2）分段（母联）、桥保护应具有母线充电保护功能，向故障母线充电时，跳开本断路器。（3）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。（4）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。11.4.1.4 备用电源

36、自动投入11.4.1.4.1 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。11.4.1.4.2 备自投技术要求(1)分段（桥）断路器装设检无压自投装置。1)自投条件：识别两电源进线均工作，分段（桥）断路器断开。2)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。(2)线路断路器装设检无压自投装置。1)自投条件：识别两电源进线一工作、一备用，分段（桥

37、）断路器合入。2)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。(3)备自投闭锁条件1)其中内桥接线起动总出口的变压器保护，保护动作应闭锁备用电源自动投入装置。2)母差保护动作闭锁备用电源自动投入装置。3)手跳、遥跳进线或分段断路器。(4)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。(5)根据各电力公司对自投的要求，可补充特殊逻辑条件。(6)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IRI

38、G-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。11.4.1.5 故障录波器系统11.4.1.5.1 故障录波器配置原则(1) 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。(2) 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。11.4.1.5.2 故障录波器技术要求(1)故障录波器软硬件均为嵌入式结构。(2)要求记

39、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。(3)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。(4)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。(5)至少能清晰记录9次谐波的波形。(6)交流电流工频有效值线形测量范围为0.120I。；交流电压工频有效值线形测量范围为0.12Un。(7)事件量记录元件的分辨率应小于1.0ms。(8)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。(9)故障录波器应具备对时功能，能够

40、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。(10)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。(11) 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。11.4.1.6 系统继电保护配置方案11.4.1.6.1 110kV线路保护配置方案110kV采用单母线分段接线， 110kV线路配置单套线路保护，每2回线组1面柜，本期110kV线路保护柜合计1面。11.4.1.6.2 母线保护配置方案（1）本方案110kV母线本期、远景均为单母线分段接线型式，配

41、置微机母线保护柜1面，其单元数按远景建设规模配置，要求不少于9个单元（3台主变压器、4回出线、1组分段）。（2）本方案35kV、10kV母线不考虑配置母线保护。11.4.1.6.3 分段保护配置方案本方案110kV分段断路器装设一套充电保护（含操作箱功能），与110kV分段备自投装置合组于110kV分段保护柜上。11.4.1.6.4 备自投配置方案本方案110kV分段断路器装设一套备自投装置。11.4.1.6.5 故障录波器配置方案本方案不配置故障录波器装置。11.4.2 系统调度自动化11.4.2.1 远动系统11.4.2.1.1 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统概

42、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。11.4.2.1.2 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。11.4.2.1.3 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。11.4.2.1.4 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

43、中心对变电站的监控要求。11.4.2.1.5 远动信息传输 远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

44、SC1801规约。11.4.2.2 电能量计量系统 贸易结算用关口电能计量点，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。11.4.2.2.1 电能量计量系统配置方案 (1)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，

45、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，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。 (2) 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。11.4.2.2.2 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

46、DL/T 719 或DL/T645 通信规约和TCP/IP 网络通信协议。11.4.2.2.3 电能计量装置接线方式 对电能计量装置而言，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。11.4.2.3 调度数据通信网络接入设备11.4.2.3.1 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

47、调度数据网节点连接。11.4.2.3.2 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。11.4.2.3.3 二次系统安全防护 （1）按照“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。 （2）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。 （3）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。 （4）变电站监控系统、继电保护装置应划入控制区，电能量计量

48、系统子站、故障录波装置接入等宜划入非控制区。11.4.2.3.4二次系统安全防护示意图图11.4.2.3.4二次系统安全防护示意图11.4.2.4 系统调度自动化配置方案11.4.2.4.1 远动通信设备由计算机监控系统统一配置、组屏。11.4.2.4.2 电能量计量系统设备本方案配置1台电能计量装置，与电度表统一组屏。11.4.2.4.3 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。11.4.3 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。11.4.3.1

49、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。11.4.3.1.1 光传输设备配置 (1) 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。 (2) 对于同一传输网络中新增加的站点的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。 (3) 对于光纤链路的设备群路光口应采用1+1配置。11.4.3.1.2光缆建设 (1) 光缆纤芯类型宜采用G.652型光纤。光纤芯数宜采用1248芯。 (

50、2) 进入变电站的引入光缆，应选择非金属阻燃光缆。 (3) 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。 (4) 入城光缆和网、省、地共用光缆，应增加光纤配置芯数。 (5) 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。11.4.3.2 电力线载波通信系统 (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

51、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。11.4.3.3 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。11.4.3.4 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。11.4.

52、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。11.4.3.6 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。(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。11.4.3.7 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。1

53、1.4.3.8 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。11.4.3.9 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。11.4.3.10 站内综合布线

54、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。11.4.4 变电站自动化系统11.4.4.1 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

55、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。11.4.4.2 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

56、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。11.4.4.3 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

57、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。11.4.4.4 系统软件 变电站通用设计推荐主机采用UNI11或LINU11操作系统。11.4.4.5 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 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

58、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。 (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

59、序对受控设备进行系列化操作。11.4.4.6 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

60、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。11.4.4.7 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