1、福建电力公司实施方案（2011）版 1 第五篇 C-8 方案第五篇 110kV 变电站通用设计深化应用方案（110-C-8 方案）第 15 章 设计说明15.1 总的部分110kV 变电站通用设计深化应用方案第五篇描述的是 110-C-8 方案。本方案 110kV 采用单母线分段接线，出线 4 回；35kV 采用单母线分段接线，出线 6 回；10kV 采用单母线分段接线，出线 28 回，主变压器远期为 2 台 50MVA 三相三绕组变压器和 1 台 50MVA 三相双绕组变压器，本期 2 台三相三绕组变压器，每台主变压器配置 2 组 10kV 电容器。110kV配电装置采用户外软母线普通中型布
2、置，35kV 配电装置采用户内高压开关柜单列布置，10kV 配电装置采用户内高压开关柜双列布置，主变压器及电容器组采用户外布置。变电站采用计算机监控系统，无人值班管理模式。15.1.1 适用场合(1). 人口密度较低，土地征用费用较低的地区；(2). 站址选择较为容易的地区；(3). 无特殊地形条件地区；(4). 中地震烈度地区；(5). 中度大气污染地区。15.1.2 技术条件深化应用方案 C-8 的建设规模及技术条件见表 15-1。表 15-1 深化应用方案 C-8 的建设规模及技术条件序号 项目名称 技术条件1 主变压器 本期 2 台 50MVA 主变压器，远期 3 台 50MVA2 出
3、线规模 110kV：本期 2 回，远期 4 回，架空出线35kV：本期 6 回，远期 6 回，电缆出线序号 项目名称 技术条件10kV：本期 16 回，远期 28 回，电缆出线3电气主接线110kV 本期为单母分段接线，远期为单母分段接线， 35kV 本期为单母分段接线，远期为单母分段接线， 10kV 本期为单母线三分段接线，远期为单母四分段接线 4 无功补偿装置 每台主变配置 2 组 10kV 电容器，容量为 3.6Mvar和 4.8Mvar5 短路电流 110、35、10kV 分别为 31.5、25、25(20)kA6主要设备选型主变压器采用三相三绕组有载调压自冷式变压器和三相双绕组有载调
4、压自冷式变压器110kV：断路器选用 SF6 断路器，隔离开关选用双柱水平旋转式，电流互感器选用油浸正立式电流互感器，电压互感器选用电容式电压互感器，避雷器选用氧化锌避雷器35kV 选用金属铠装中置式开关柜，配真空断路器10kV 选用金属铠装中置式开关柜，配真空断路器10kV 电容器选用户外框架式成套装置10kV 接地变及消弧线圈选用干式电气设备福建电力公司实施方案（2011）版 2 第五篇 C-8 方案序号 项目名称 技术条件7配电装置主变压器户外布置110kV 户外软母线普通中型，架空出线35kV 开关柜户内双列布置，电缆出线10kV 开关柜户内双列布置，电缆出线10kV 电容器户外布置，
5、电缆进线8监控系统采用常规互感器+ 合并单元实现采样值数字化、采用一次设备（开关）智能终端方案实现一次设备智能化、采用基于 DL/T860 标准的变电站自动化系统实现二次设备网络化。主变保护采用主、后备保护测控一体化装置，除 110kV 备自投保护装置外，其余均采用保护测控一体化装置。10kV采用保护、测控、计量、录波四合一装置下放开关柜，其余保护测控装置集中组屏布置。9 土建部分 站区围墙内面积 0.5020hm2，总建筑面积 572.8m2 10站址基本条件地震动峰值加速度 0.1g，设计风速 30m/s，地基承载力特征值 fak=150kPa，无地下水影响，非采暖区设计，假设场地为同一标
6、高，d1 级污秽区设计15.1.3 模块内容说明深化应用方案 C-8 按照模块化设计，共设计了 110kV 配电装置、35kV 配电装置及 10kV 配电装置、配电装置楼等基本模块。基本模块内容说明见表 15-2。表 15-2 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1 110-C-8-110 110kV 配电装置模 块110kV 远期出线 4 回，本期 2 回，主变进线 2 回，单母线分段接线。采用户外软母线普通中型布置，瓷柱式断路器，架空出线。2 110-C-8-35 35kV 配电装置模 块35kV 远期出线 6 回，本期 6 回，单母线分段接线。采用户内开关柜单列
7、布置，电缆、架空混合出线。2 110-C-8-10 主变压器及 10kV配电装置模块主变压器：本期 2 台 50MVA，远期 3 台50MVA，主变压器户外布置；10kV 出线：本期 16 回，远期 24 回，本期单母线分段，远期单母线四分段接线，户内开关柜双列布置，全电缆出线3 110-C-8-ZHL 配电装置楼 配电装置楼建筑面积 555 m215.1.4 主要技术指标深化应用方案 C8 技术指标见表 15-3。表 15-3 深化应用方案 C8 技术指标表方案 围墙内占地面积（hm 2）总建筑面积（m 2） 配电装置楼面积（m 2）C-8 0.4890 555 55515.1.5 主要优化
8、内容本方案按国家电网公司输变电工程通用设计 110500KV 变电站分册(2011 版) 中 110kV 通用设计 C-8 方案和国家电网公司输变电工程通用设计 110500KV 智能变电站部分(2011 版)的设计原则进行编制，并做适当优化。主要优化内容如下：(1) 根据我省实际工程建设需求，#3 主变改为三相双绕组变压器，福建电力公司实施方案（2011）版 3 第五篇 C-8 方案相应减少 35kV 开关柜数量和 35kV 配电装置室面积约 70 m2。(2) #1，#2 主变共用 1 套 35kV 中性点消弧线圈成套装置。(3) 考虑一台主变故障时，另外两台主变都能分担负荷，减少限电范围
9、，建议将#2 主变低压侧分成两段，10kV 形成单母四分段。(4) 35kV 配电装置楼与主控楼合一，相应调整接地变和电容器的布置方式，压缩站区长度至 75 米，相应减少围墙内占地面积约 130 m2。(5) 按智能化方案调整各间隔 CT 配置、二次设备配置及组屏。本方案应用国网通用设计具体情况见表 15-4：表 15-4 深化应用方案 C-8 应用国网通用设计情况表序号 项目名 称 国网通用设计方案 110-C-8 本方案110-C-8 应用通用设计情况1 主变 本期/远期：2/350MVA 本期/远期：2/350MVA与 110-C-8 方案比：远期规模相同；国网通用设计方案 110-C-
10、8中三台主变均为三相三绕组；本方案中第三台主变为三相双绕组变压器序号 项目名 称 国网通用设计方案 110-C-8 本方案110-C-8 应用通用设计情况2 110kV 部分2.1110kV出线规模本期/远期：2/4 回，架空出线本期/远期：2/4 回，架空出线相同2.2 110kV主接线 远期单母分段，本期单母分段 远期单母分段，本期单母分段 相同2.3110kV设备选型布置AIS 设备，户外软母线普通中型布置AIS 设备，户外软母线普通中型布置相同3 35kV 部分3.1 35 出线规模 本期/远期：6/9 回，电缆出线 本期/远期：6/6回，电缆出线与 110-C-8 方案比：本期出线回
11、数相同，远期少 3 回3.2 35kV 主接线本期/远期：单母线分段/单母线三分段本期/远期：单母线分段/单母线分段与 110-C-8 方案比：远期接线少一段母线；3.335kV 设备选型布置高压开关柜，户内布置高压开关柜，户内布置 相同福建电力公司实施方案（2011）版 4 第五篇 C-8 方案序号 项目名 称 国网通用设计方案 110-C-8 本方案110-C-8 应用通用设计情况3.4 35kV 接地装置 户外分立围栏式 户外分立围栏式 相同4 10kV 部分4.1 10kV 出线规模本期/远期：16/24回，全部电缆出线本期/远期：16/28 回，全部电缆出线与 110-C-8 方案比
12、：远期出线多 4 回4.2 10kV 主接线本期/远期：单母线分段/单母线三分段本期/远期：单母线三分段/单母线四分段与 110-C-8 方案比：本方案#2 主变低压侧采用双分支接线，10kV 远期采用单母线四分段接线。4.3 10kV 配电装置 中置开关柜，屋内双列布置 中置开关柜，屋内双列布置 相同4.410kV 无功补偿装置户外布置，远期及本期每台主变低压侧配置 2 组电容器户外布置，远期及本期每台主变低压侧配置 2 组电容器相同序号 项目名 称 国网通用设计方案 110-C-8 本方案110-C-8 应用通用设计情况4.5 10kV 接地装置 户外箱式 户外箱式 相同5 建筑消防建筑物
13、火灾危险性为戊类，建筑体积3000m 3，无需设置室内外水消防系统建筑物火灾危险性为戊类，建筑体积3000m 3，无需设置室内外水消防系统相同6 主变消防移动式化学消防灭火器及消防砂池移动式化学消防灭火器及消防砂池相同7 智能化设计 智能化设计 智能化设计 相同8 总建筑面积 653.5m2 555m2 减少 98.5m29站区围墙内占地面积5020.4m2 4890m2 减少 130.4 m2福建电力公司实施方案（2011）版 5 第五篇 C-8 方案15.2 系统部分本深化应用方案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。15.3 电气部分15.
14、3.1 电气主接线15.3.1.1 110kV 电气接线110kV 电气接线远期采用单母线分段接线，共 4 回架空出线和 3 回主变压器进线。本期建设 2 回架空出线和 2 回主变压器进线，组成单母线分段接线。15.3.1.2 35kV 电气接线35kV 电气接线远期采用单母线分段接线，共 6 回电缆出线，本期采用单母线分段接线，共 6 回出线15.3.1.3 10kV 电气接线10kV 电气接线远期采用单母线四分段接线，其中 #2 主变压器 10kV侧连接于、段母线，共 24 回出线。本期采用单母线三分段接线，16回出线。无功补偿按在每台主变压器低压侧设置 3600kvar+4800kvar
15、 并联电容器考虑。15.3.1.4 各级中性点接地方式主变压器 110kV 侧为星形接线，中性点经隔离开关或避雷器加放电间隙接地。35kV 为星形接线，中性点不接地或经消弧线圈接地。10kV 为形接线，采用接地变压器引出中性点后经消弧线圈接地。15.3.2 短路电流及主要电气设备选择15.3.2.1 短路电流110kV 电压等级：40kA35kV 电压等级：25kA10kV 电压等级：31.5(25)kA15.3.2.2 主要设备选择本次深化应用方案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选型应符合国家电网公司关于标准化建设成果应用
16、管理目录的相关规定，原则上从国家电网公司输变电工程通用设备分类目录中选择，优先选用推广类通用设备。（1） 主变压器选型主变压器选用三相、三绕组、油浸、自然油循环自冷、低噪音、高阻抗、低损耗、降压型电力变压器。主变压器选用有载调压变压器，调压方式推荐采用高压侧中性点调压方式。主变压器的变比推荐按 11081.25%/38.522.5%/10.5kV 考虑，变压器阻抗按照国家电网公司输变电工程通用设备选择考虑。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。主变压器选择见表 15-5。表 15-5 主变压器选择结果表项目 参数型式 三相三绕组，油浸式有载调压（高压侧中性
17、点）容量 50/50/50MVA电压比 11081.25%/38.522.5%/10.5kV联接组别 Ynyn0d11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）套管 TA 中性点套管 100/5A，10P25/10P25，套管外绝缘爬电距离不小于 3150mm福建电力公司实施方案（2011）版 6 第五篇 C-8 方案（2）110kV 电气设备选择根据给定的设计条件及参考国家电网公司输变电工程通用设备，110kV 设备选用 3S 热稳定电流为 40kA ，动稳定电流峰值为 100 kA 的设备。110kV 主要设备选择结果
18、表见表 15-6。表 15-62 110kV 主要设备选择结果表设备名称 型式及主要参数 备注断路器 SF6 单断口瓷柱式，126kV，3150A，40kA隔离开关 双柱水平旋转式，2000A油浸正立式，2600/5A ，10P25/0.2S 进线电流互感器油浸正立式，2300/5A，10P25/10P25/0.2S/0.2S 主变线路电压互感器 电容式， 126kV， （110/3 ）/（0.1/3）/0.1母线电压互感器 电容式，126kV， （110/3）/（0.1/3）/（0.13）/0.1避雷器 氧化锌， YH10W-102/266（2）35kV 电气设备选择按照短路电流水平，35k
19、V 设备额定开断电流为 25kA，动稳定电流峰值 63kA。35kV 主要设备选择结果见表 15-7。表 15-7 35kV 主要设备选择结果表设备名称 型式及主要参数 备注真空断路器 40.5kV，1250A，25kA接地开关 40.5kV， 25kA/4s干式，40.5kV，1250/5A，10P25/10P25/0.2S/0.2S 主变干式，40.5kV，400/5A，10P25/0.5/0.2S 线路开关柜电流互感器干式，40.5kV，1250/5A， 10P25/0.5 分段电压互感器 干式，40.5kV， （35/3）/（0.1/3）/（0.13）/0.1 母线设备熔断器 电压互感
20、器保护用，40.5kV，0.5A，25kA 母线设备避雷器 51kV，10kA 雷电冲击残压不大于 134kV（3）10kV 电气设备选择按照短路电流水平，10kV 主变进线柜、分段柜及电容器柜额定开断电流为 31.5kA，动稳定电流峰值为 80kA。其余开关柜额定开断电流为25kA，动稳定电流峰值为 63kA。10kV 主要设备选择结果见表 15-8。表 15-8 10kV 主要设备选择结果表设备名称 型式及主要参数 备注电容器 户外框架式成套装置，12kV， 4.8Mvar/15.3.6Mvar消弧线圈接地装置 接地变压器高压侧容量 700kVA，低压侧容量100kVA，消弧线圈容量 63
21、0kVA12kV，1250A，25kA 线路12kV，1250A，31.5kA，具有投切 4.8Mvar 电容器组的能力电容真空断路器12kV，3150A，31.5kA 主变接地开关 12kV， 25kA/4s干式，12kV，3000A/5A，10P25/10P25/0.2S/0.2S 主变干式，12kV，600A/5A，10P25/0.5/0.2S 线路电流互感器干式，12kV，3000/5A，10P25/0.5 分段电压互感器 干式，12kV， （10/3）/（0.1/3）/（0.13）/0.1 母线设备开关柜熔断器 电压互感器保护用，12kV，0.5A，25kA 母线设备福建电力公司实施
22、方案（2011）版 7 第五篇 C-8 方案避雷器 17kV，10kA 雷电冲击残压不大于 45kV15.3.2.3 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。（2）各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。主变进线侧导体按不小于主变额定容量 1.05 倍计算。（3）110kV 导线截面需进行电晕及电晕对无线电干扰校验。（4）矩型母线同时还考虑短路情况下的机械应力校核。导体选择计算结果见表 15-9。表 15-9 导 体 选 择 表选 用 导 体电 压(kV)回路名称回路电流最大(A) 导线根数 型号载流量(A)控 制 条 件母线 系统提供
23、LGJ-500/35 820 由载流量控制分段 系统提供 LGJ-500/35 820 由载流量控制主变压器进线 276 LGJ-300/25603 由载流量控制110母线设备 LGJ-300/25 603 由电晕控制主变压器进线 866 YJV22-26/35-16301130 由短路热稳定控制35母线 - TMY-8010 1450 由载流量控制主变压器进线 3031 TMY-2(12510) 3053 由载流量控制10母线 - TMY-2(12510) 3053 由载流量控制电 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)电容器回路 277
24、 YJV22-8.7/10-3240 435 由短路热稳定控 制接地变回路 87 YJV22-8.7/10-3120 290 由短路热稳定控 制15.3.3 绝缘配合及过电压保护15.3.3.1 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，实际工程中需要进行分析计算后确定；110kV 出线是否装设避雷器可根据国网相关规定，以及工程具体情况确定，本方案避雷器配置如下：110kV 只装设母线避雷器，出线回路视工程具体情况确定是否装设避雷器，主变进线不装设避雷器，35kV 侧在主变进线、母线上装设避雷器，10kV 侧在主变进线、母线上装设避雷器。15.3
25、.3.2 110kV 电气设备的绝缘配合110kV 避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内 110kV 避雷器制造水平来选型，其主要技术参数见表 15-10。表 15-10 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 1kA 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) 297110kV 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 10kA 残压为基准，配合系数取不小于 1.4。110kV 电气设备绝缘水平参福建电力公司实施方案（2
26、011）版 8 第五篇 C-8 方案数的选择及保护水平配合系数见表 15-11。表 15-11 110kV 电气设备的绝缘水平及保护水平配合系数表设 备 耐 受 电 压 值雷电冲击耐压(kV，峰值)全 波一分钟工频耐压(kV，有效值，湿试)试验电压设备名称 内绝缘 外绝缘 截波 内绝缘 外绝缘主变压器 480 450 530 200 185其它电器 450 450 *530 200 185断路器断口间 550 230隔离开关断口间 630 265*：仅电流互感器承受截波耐压试验。15.3.3.3 35kV 电气设备的绝缘配合35kV 避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内 35kV 避雷器
27、制造水平来选型，其主要技术参数见表 15-12。表 15-12 35kV 氧化锌避雷器参数表避雷器型号 YH5WZ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 10kA 残压 (kV，峰值) 134陡波冲击 10kA 残压 (kV，峰值) 15435kV 电气设备的绝缘水平按国家标准选取，有关取值见表表 15-13。表 15-13 35kV 电气设备的绝缘水平及保护水平配合系数表设 备 耐 受 电 压 值雷电冲击耐压(kV，峰值)试验电压全 波 截波一分钟工频耐压(kV，有效值，湿试)设备名称 内绝缘 外绝缘
28、 内绝缘 外绝缘主变压器中压侧 200 200 220 85 80其它电器 185 185 95 95断路器断口间 185 95 95隔离开关断口间 215 118 11815.3.3.4 10kV 电气设备的绝缘配合10kV 避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，其主要技术参数见表 15-14。表 15-14 10kV 氧化锌避雷器参数表系统标称电压(kV，有效值 )避雷器额定电压(kV，有效值)雷电冲击 5kA残压(kV，峰值)陡波冲击 5kA残压(kV，峰值)操作冲击 0.5kA残压(kV，峰值)10 17 45 51.8 38.310kV 电气设备的绝缘水平按 GB311.1-1997 高压输
29、变电设备的绝缘配合的规定选取。有关取值见表 15-15。表 15-15 10kV 电气设备绝缘水平表设 备 耐 受 电 压 值雷电冲击耐压(kV,峰值)全 波一分钟工频耐压（kV ，有效值，湿试 )试验电压设备名称 内绝缘 外绝缘 截波 内绝缘 外绝缘主变压器低压侧 85 75 85 35 30断路器断口间 75 42隔离开关断口间 85 49福建电力公司实施方案（2011）版 9 第五篇 C-8 方案其它电器 75 75 42 3015.3.3.7 直击雷保护和接地（1）直击雷保护变电站采用 2 根构架避雷针、两根独立避雷针构成联合保护网进行直击雷保护，保护主变压器、110kV 及 10kV
30、 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、短路入地电流值有关，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镀锌扁钢，选材对接地电阻值几乎无影响，主要取决于土壤腐蚀性和接地装置的使用年限。一般情况下，宜采用镀锌扁钢接地材料。15.3.4 电气设备布置及配电装置15.3.4.1 主变压器主变压器采用三相有载调压变压器；主变压器构架高度取 10m，构架宽度取 12m。15.3.4.2 110kV 配电装置110kV 配电装置采用户外软母线普通中型布置，出线采用架空出线。母线挂点高度取 10m，母线相间距离 2.2m；出线间隔宽度为
31、 8m，导线相间距离 2.2m，边相设备至门型构架柱子中心线间的距离取 1.8m；分段间隔宽度为 8.3m。表 15-16 110kV 配电装置主要尺寸一览表项目 尺寸（m）配电装置长度 51.2配电装置纵向 36.4母线构架高度 10.0间隔宽度 8.015.3.4.3 35kV 配电装置35kV 配电装置室布置在站区南侧，紧邻 10kV 配电装置室，为单列开关柜布置；35kV 消弧线圈成套装置布置于站区中央 #1 主变与#2 主变之间。表 15-17 35kV 配电装置主要尺寸一览表项目 尺寸（m）配电装置室长度 21配电装置室纵向 7.8配电装置室梁底净高 15.3.5开关柜宽度 1.4
32、15.3.4.4 10kV 配电装置10kV 配电装置室集中布置在配电装置楼一层，为双列开关柜面对面布置；电容器组布置于站区东北侧，消弧线圈接地变成套装置布置于站区东南侧，均为户外布置。表 15-18 10kV 配电装置主要尺寸一览表项目 尺寸（m）配电装置室长度 25配电装置室纵向 8.8福建电力公司实施方案（2011）版 10 第五篇 C-8 方案配电装置室梁底净高 15.3.5开关柜宽度 0.8、115.3.4.5 电气总平面布置110kV 配电装置布置在站区的北侧；配电装置楼布置于站区南侧，单层布置，其中包含 35 及 10kV 配电装置室和二次设备室，电容器组及消弧线圈接地变成套装置
33、分别布置于站区东北侧和东南侧；站区中间布置主变压器。15.3.5 站用电及照明15.3.5.1 站用电交流站用电系统采用三相四线制接线，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，每段母线通过双电源自动切换开关（ATS）可由任一台站用变供电。正常时，每台站用变各带一段母线，分列运行。重要回路为双回路供电，全容量备用。15.3.5.2 照明变电站内设置正常工作照明和疏散应急照明。正常工作照明采用380/220V 三相五线制，由站用电源供电，在主控室和继电器小室设常明灯，出口处设自带蓄电池的应急照明指示灯。主控室、通信机房等处
34、照明灯具，采用节能荧光灯。配电装置的照明采用高效节能投光灯照明，另在主控通信楼屋顶设置探照灯，作为检修和重点巡视时的照明。15.3.6 电缆设施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。电缆（光缆）主要沿电缆沟敷设，可视条件采用槽盒、桥架或支架敷设，光缆推荐采用防火槽盒或桥架敷设方式并辅以穿管敷设方式过渡。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。15.4 二次系统部分15.4.1 系统继电保护及安全自动装置15.4.1.1 配置原则15.4.1.1.1 110kV 线路（1）本方案变电站按中间变电站设计，11
35、0kV 采用单母线分段接线；110kV 线路根据系统需要配置一套完整的、独立的能反映各种类型故障的线路保护。每回 110kV 转供线路、环网线及电厂并网线可配置一套纵联保护。线路重合闸功能集成在线路保护装置中。（2）采用保护测控一体化装置。（3）线路保护装置直接采样、直接跳闸。15.4.1.1.2 110kV 母线110kV 单母线分段接线原则上不装设母线保护，除需要 0 秒切除母线故障的重要变电站单独配置母线保护。本方案按 110kV 母线本期及远期均不配置母线保护设计。15.4.1.1.3 110kV 分段(1)110kV 分段断路器配置单套完整的、独立的断路器保护，具备瞬时和延时跳闸功能
36、的充电及过电流保护。(2)采用保护测控一体化装置。(3)分段保护装置直接采样、直接跳闸。15.4.1.1.4 网络记录分析装置全站统一配置 1 套故障录波及网络记录分析装置，记录所有过程层GOOSE、SV 网络报文、站控层 MMS 报文。15.4.1.1.5 安全自动装置福建电力公司实施方案（2011）版 11 第五篇 C-8 方案不配置独立的低频低压减负荷装置，其功能由站控层监控主机实现。15.4.1.2 对相关专业的要求（1）对互感器及合并单元的要求（1）采用常规互感器时，合并单元下放布置在智能控制柜或开关柜内。（2）母线合并单元应接收至少 2 组电压互感器数据，并支持向其他合并单元提供母
37、线电压数据，根据需要提供 TV 并列功能。各间隔合并单元所需母线电压量通过母线电压合并单元转发。（2）对智能终端的要求（1）智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。（2）智能终端采用就地安装方式，放置在智能控制柜或开关柜内。（3）智能终端跳合闸出口回路应设置硬压板。（4）智能终端应接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分断路器命令及隔离开关、接地开关等 GOOSE 命令；输入断路器位置、隔离开关及接地开关位置、断路器本体信号（含压力低闭锁重合闸等） ；跳合闸自保持功能；控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等。（3）对压板设置的要求除检修压板可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，满足
38、远方操作的要求。检修压板投入时，上送带品质位信息，保护装置应有明显显示（面板指示灯和界面显示） 。参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装，下装时应闭锁保护。15.4.2 系统调度自动化15.4.2.1 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。15.4.2.2 远动通信装置远动通信装置与站内自动化系统统一考虑。15.4.2.3 电能量计量系统应根据具体工程明确贸易结算用关口电能计量点和考核用关口电能计量点，配置相应的电能表计。本方案按不设关口电能计量点进行设计。全站配置一套电能量采集装置，以串口方式采集各电能表信息。电能量计量
39、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采集装置通信，采集各电能计量表信息。15.4.3 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。15.4.3.1 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、
40、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。4）本站与调度端各配置一套 PCM 设备。(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。2） 进入变电站的引入光缆，应选择非金属阻燃光缆。福建电力公司实施方案（2011）版 12 第五篇 C-8 方案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
41、预留发展光缆。15.4.3.2 电力线载波通信系统对于偏远山区终端变，需架设 40km 以上光缆线路，经济效益差的情况下考虑采用电力线载波通信。15.4.3.3 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。15.4.3.4 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。15.4.3.5 通
42、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 个屏（柜）位，且宜集中布置。15.4.3.6 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。15.4.3.7 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 HDPE 管或镀锌钢管。(2) 进站引入光缆全线穿阻
43、燃 HDPE 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。15.4.3.8 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。15.4.4 变电站自动化系统15.4.4.1 主要设计原则（1）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。（2）采用开放式分层分布式网络结构，逻辑上由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远期规模配置，间隔层设备按工程实际规模配置。（3）站内监控保护统一建模，统一组网，信息共享，通信规约
44、统一采用 DL/T860，实现站控层、间隔层二次设备互操作。（4）变电站内信息具有共享性和唯一性，变电站自动化系统监控主机与远动数据传输设备信息资源共享。（5）变电站自动化系统完成对全站设备的监控。（6）变电站自动化系统具有与电力调度数据专网的接口，软件、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。福建电力公司实施方案（2011）版 13 第五篇 C-8 方案（7）向调度端上传的保护、远动信息量执行现有相关规程。15.4.4.2 监控范围无人值班变电站要求调度端能全面掌握变电站的运行情况。自动化系统的监控范围按照 DL/T 5103-199935110kV 无人值班变电所设计规程执行
45、，并在其基础上增加交直流一体化电源系统的重要馈线开关状态。15.4.4.3 系统构成变电站自动化系统应符合 DL/T860 标准，在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层组成。站控层由监控主机、远动通信装置、网络打印机等设备构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并与远方监控/调度中心通信。间隔层由保护、测控、计量等若干个二次子系统组成，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。过程层由合并单元、智能终端等构成，完成与一次设备相关的功能，包括实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。15.4.4.4
46、系统网络（1）站控层网络站控层设备通过相关网络设备与站控层其他设备通信，与间隔层网络通信，传输 MMS 报文和 GOOSE 报文；站控层网络宜采用单星形以太网络。（2）间隔层网络间隔层设备通过相关网络设备与本间隔其他设备通信、与其他间隔层设备通信、与站控层设备通信；可传输 MMS 报文和 GOOSE 报文；变电站间隔层网络宜采用单星形以太网络。（3）过程层网络过程层设备通过相关网络设备完成间隔层与过程层设备、间隔层设备之间以及过程层设备之间的数据通信；可传输 SV 报文和 GOOSE 报文。15.4.4.5 系统软件110kV 变电站监控主机采用 UNIX 或 LINUX 操作系统。15.4.
47、4.6 系统功能自动化系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制、断路器合闸同期等功能，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 5149-2001220500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程执行。（1）五防闭锁功能通过计算机监控系统的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。本站为户外 AIS 变电站，配套设置就地锁具。变电站远方、就地操作具有闭锁功能，本间隔的闭锁回路宜采用电气闭锁接点实现。（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运行状态数据应直接来自间隔层的保护测控一体化装置等设备，并且通过站控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。（3） 信号采集自动化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）顺序控制自动化系统实现准确的数据采集，包括变电站内所有实时遥信量（断路器、隔离开关、接地开关等）的位置，所有实时模拟量（电流、电压、功率等） ，以及其他辅助的遥信量。顺序控制功能应具有防误闭锁、事件福建电力公司实施方案（2011）版 14
