110kV变电站设计说明

第三篇UOkV变电站通用设计(方案A1-2)

第11章设计说明

11.1总的部分

UOkV变电站通用设计文件第Y篇描述的是UOkV变电站通用设计方案

A1-2,本方案UOkV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本方案技术条件

UOkV变电站通用设计方案A1-2的建设规模及技术条件见表ll.l-lo

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2X50MVA,终期3X50MVA

llOkV本期出线2回，终期出线4回

2出线回路数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+4800kvar

11OkV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)

4电气主接线35kV采用单母线分段接线

10kV采用单母线分段接线

llOkV短路电流：40(31.5)kA

5短路电流35kV短路电流:25kA

10kV短路电流：25(20)kA

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

HOkV：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

6主要设备选型

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

HOkV：户外GIS,架空出线

35kV：户内高压开关柜单列布置，电缆出线

7配电装置

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

全站总建筑面积579.60m2,主变压器消防采用推车式干粉灭火器系统，室内外不

9土建部分

设置消火栓。

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,

10站址基本条件

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

UOkV变电站通用设计方案A1-2按照模块化设计，共设计了UOkV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

UOkV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+

1UOkV配电装置模块线变组接线或扩大内桥接线)，本期装设4台断路器。GIS

设备户外布置，间隔宽度L5m,均为架空出线。配电装置

按40(31.5)kA短路电流水平设计。

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

235kV配电装置模块

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。

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。采用户内移开式开关柜单

列布置，母线桥进线，电缆出线。配电装置按25(20)kA

3主变压器及10kV配电装置模块

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UOkV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579.60m2

11.1.4主要技术指标

方案A1-2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)m2

A1-20.4002570.60

11.2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。

11.3电气部分

11.3.1电气主接线

11.3.1.1llOkV电气接线

llOkV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)。

11.3.1.235kV电气接线

35kV采用单母线分段接线，按照主变压器进行分段。

11.3.1.310kV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

llOkV中性点采用直接接地方式。主变压器HOkV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备选择

11.3.2.1短路电流

llOkV电压等级：40(31.5)kA

35kV电压等级：25kA

10kV电压等级：25(20)kA

11.3.2.2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。

(1)主变压器选型

1)采用有载调压三相三绕组变压器；

2)llOkV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YNyOdll；

5）变压器阻抗按照2009年版通用设备选择。

主变压器选择结果见表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110±8X1.25%/37/10.5kV

接线组别YNyOdll

阻抗电压Uki-2%=10.5,Uki-3%=17.5,Uk2-3%=6.5

冷却方式自然油循环自冷（ONAN）

（2）UOkV电气设备选择

llOkV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，UOkV设备额度开断电流为40kA,动稳定电流峰值

100kAo

llOkV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

UOkV出线回路额定工作电流2000A。UOkV主要设备选择结果见表11.3-2。

表11.3-2UOkV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,40kA

隔离开关126kV,2000A,40kA/3s

GIS接地开关126kV,40kA/3s

电流互感器126kV,400-800/5A,5P3O/5P3O/O.5,5P30/5P30/0.2S

电压互感器126kV,(110/V3)/(0.1/V3)/(0.1/J3)(0.1/J3)/0.1

避雷器YH10W-102/266

中性点隔离开关72.5kV,25kA/4s

(3)35kV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,动稳定电流峰值

63kAo35kV主要设备选择结果见表11.3-4。

表11.3-335kV主要设备选择结果

设备名称型式及主要参数备注

真空断路器40.5kV,2500A,25kA

接地开关40.5kV,25kA/4s

干式，40.5kV,1000/5A,10P15/10P15

主变

干式，40.5kV,400-800/5A,10P15/0.5/0.2S

电流互感器干式，40.5kV,1000/5A,1OP15/0.5分段

开关柜

干式，40.5kV,800/5A,10P15/10P15

出线

干式，40.5kV,200-400/5A,0.5/0.2S

电压互感器干式，40.5kV,(35/V3)/(0.1/V3)/(0.1/V3)/(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-51/134

(4)10kV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

63kAo10kV主要设备选择结果见表11.3-4。

表11.3-410kV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,Zynll,400/100kVA

消弧线圈户内干式随调式消弧线圈成套装置，315kVA

12kV,3150A,31.5kA主变、分段

开关柜真空断路器

12kV,1250A,25kA出线、接地变

接地开关12kV,25kA/4s

干式，12kV,3000/5A,10P15/10P15/10P15

主变

干式，12kV,2500/5A,10P15/0.5/0.2S

干式，12kV,3000/5A,1OP15/0.5分段

干式，12kV,800/5A,10P15/10P15

出线

电流互感器干式，12kV,300-600/5A,0.5/0.2S

干式，12kV,800/5A,10P15/10P15

接地变

干式，12kV,50-200/5A,0.5/0.2S

干式，12kV,800/5A,10P15/10P15

电容

干式，12kV,400/5A,0.5/0.2S

电压互感器干式，lOkV,(10/V3)/(0.1/V3)/(0.1/V3)/(0.1/3)母线设备

熔断器电压互感器保护用，lOkV,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

UOkVGIS、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)llOkV.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llOkV、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11.3-5导体选择结果

电压回路电流最大选用导体

回路名称控制条件

(kV)(A)导线根数X型号载流量(A)

电压回路电流最大选用导体

回路名称控制条件

(kV)（A）导线根数X型号载流量（A）

母线525由设备厂家明确2000由载流量控制

110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

母线1170由设备厂家明确1250由载流量控制

35分段780由设备厂家明确1250由载流量控制

主变压器进线780TMY-80X81491由载流量控制

主变压器进线27492XTMY-125X103816由载流量控制

10

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GB11032-2000《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。

11.3.3.1110kV电气设备的绝缘配合

（1）避雷器选择

llOkV氧化锌避雷器按2009版通用设备选型，作为llOkV绝缘配合

的基准，其主要技术参数见表11.3-8。

11.3-8llOkV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)llOkV电气设备的绝缘水平

HOkV系统以雷电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

1.4o

llOkV电气设备的绝缘水平见表11.3-9,经核算满足配合要求。

表11.3-9HOkV电气设备的绝缘水平

设备耐受电压值

雷电冲击耐压

式验电压Imin工频耐压

(kV,峰值)

设备名称(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。

11.3.3.235kV电气设备的绝缘配合

(1)避雷器选择。

根据DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》第

426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11.3-10o

表11.3-1035kV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）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

1.4o35kV电气设备的绝缘水平见表11.3-11.

表11.3-1135kV电气设备及主变中性点绝缘水平

设备耐受电压值

试验电压雷电冲击耐压（kV,峰值）Imin工频耐压（kV,有效

设备名称全波值）

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1851859595

11.3.3.310kV电气设备的绝缘配合

（1）避雷器选择。

根据DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》第

426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11.3-1110kV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，配合系数

1.4o10kV电气设备的绝缘水平见表11.3-12.

表11.3-1210kV电气设备及主变中性点绝缘水平

设备耐受电压值

试验电压雷电冲击耐压（kV,峰值）Imin工频耐压（kV,有效

设备名称全波值）

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75754242

11.3.3.4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llOkV

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、10kV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。■本方案接地引下线选用-60X6、主接地网

采用-60X61集中垂直接地体可选用0_60义6义25。。由斜镀锌钢管（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，UOkV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llOkV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，lOkV接地消弧装置布置在配电室的南侧。

11.3.4.1UOkV配电装置

UOkV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+最大元件起吊高度

+吊车高度。

表11.4/HOkV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

20^13

构纵向宽度

GIS间隔宽度1.5

11.3.4.235kV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。

塞11.4-2_35KV酉己E包装置主要尺寸一览

项目尺寸(m)

配电装置室长度26

配电装置室宽度11.5

配电装置室梁底净局4

开关柜宽度1.4

11.3.4.4lOkV配电装置

本方案lOkV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。

<_11.4-2_10kV配上目装置主要尺寸一览

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'空梁底净球4

开关柜宽度1.0、0.8

11.3.5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

11.4.1.1.1UOkV线路保护

11.4.1.1.1.1UOkV线路保护配置原则

(1)每回llOkV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UOkV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。

(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。

11.4.1.1.1.2UOkV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

11.4.1.2.1110kV母线保护配置原则

单母线分段接线可配置一套母差保护。

11.4.1.2.235kV、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

(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W20ms；

2)母线保护动作返回时间W30mso

(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

11.4.1.3.1HOkV线路操作箱

11.4.1.3.1.1HOkV线路操作箱配置原则

HOkV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一，可单独配置操作箱。

11.4.1.3.1.2HOkV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)，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/T860,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）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直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。

11.4.1.5故障录波器系统

11.4.1.5.1故障录波器配置原则

(1)llOkV变电站一般不配置故障录波器，对于重要的llOkV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5000Hzo

⑸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0.1~201。；交流电压工频有效

值线形测量范围为0.1〜2Un。

(7)事件量记录元件的分辨率应小于1.0mso

(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

11.4.1.6.1110kV线路保护配置方案

UOkV采用单母线分段接线，llOkV线路配置单套线路保护，每2回线

组1面柜，本期UOkV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llOkV母线本期、远景均为单母线分段接线型式，配置微机母线

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UOkV分段断路器装设一套充电保护(含操作箱功能)，与UOkV

分段备自投装置合组于llOkV分段保护柜上。

11.4.1.6.4备自投配置方案

本方案HOkV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/T5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规

程》、DL/T5002-2005《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。

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IEC60870-5-104o

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。

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，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DL/T719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

，-k回ite。

(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VPNo

(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

电能计量装置

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12〜48芯。

(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)UOkV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UOkV线路保护和对侧厂站系统通信的

要求。

(2)UOkV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)UOkV电力线载波通道采用相一地耦合方式，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

UOkV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

UOkV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。

11.4.3.5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)HOkV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

HOkV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。

11.4.3.8防雷与接地

(1)通信设备的防雷和过电