110kV变电站设计

一、110kV变电站电气一次部分设计的主要内容：

1、所址选择、负荷分级

2、选择变电所主变台数、容量和类型；

3、补偿装置的选择及其容量的选择；

4、设计电气主接线，选出数个主接线方案进行技术经济比较，确定一个较佳方案;

5、进行短路电流计算；

6、选择和校验所需的电气设备；设计和校验母线系统；

7、变电所防雷保护设计；

8、进行继电保护规划设计；

9、绘制变电所电气主接线图，变电所电气总平面布置图，110kV高压配电装置断面图（进线或出线）。

二、110kV变电站设计二次部分

一、系统继电保护

1、110kV线路保护

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及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。

组屏：宜两回线路保护装置组一面屏（柜）。如110kV采用测控、保护共同组屏（柜）方式， 1个电气单元组一面屏（柜）。

2、110kV母线保护

双母线接线应配置一套母差保护；单母线分段接线可配置一套母差保护。

组屏：独立组一面屏。

3、110kV母联（分段）断路器保护

母联（分段）按断路器配置一套完整、独立的，具备自投自退功能的母联（分段）充电保护装置和一个三相操作箱。

要求充电保护装置采用微机型，应具有两段相过流和一段零序过流。

4、备用电源自动投入装置配置原则

根据主接线方式要求，母联（分段、桥）断路器、线路断路器可配置备用电源自动投入装置。

组屏： 110kV断路器保护、备用电源自动投切均为独立装置，两套装置组一面屏。

5、故障录波器配置原则

对于重要的110kV变电站，其线路、母联（分段）及主变压器可配置一套故障录波器。

组屏：组一面屏。

6、保护及故障录波信息管理子站系统

110kV变电站配置一套保护及故障录波信息管理子站系统，保护及

故障信息管理子站系统与监控系统宜根据需要分别采集继电保护装置的信息。

二、调度自动化

7、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。

组屏：与监控系统统一组屏。

8、电能量计量系统

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、电能量远方终端（或终端服务器）等。贸易结算用电能计量点配置主/副电能表，考核用电能计量点可按单电能表配置；电能表应为电子式多功能电能表.

组屏：按照每面柜布置9只计量表组屏，电能量计量终端或终端服务器布置在其中一面屏中或单独组屏。

9、调度数据网接入原则

根据电网情况，可配置1套调度数据网接入设备。变电站宜一点就近接入相关的电力调度数据网。

三、系统及站内通信

10、光纤通信

光纤通信电路的设计，应结合各地市公司通信网规划建设方案进行。

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。新建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，

11、站内通信

220kV变电站不开设通信用电力载波通道；当保护只有一路独立光纤通道时，宜可配置一路保护专用高频通道。

一般不设置调度程控交换机。

可根据需求配置一套综合数据网设备。

信系统不设独立的视频监控和环境监控。

12、通信电源系统

一般变电站的通信电源系统按2套高频开关电源、1组蓄电池组或1套高频开关电源、1组蓄电池组考虑，也可采用2套独立的DC/DC 转换装置。重要的变电站按2套高频开关电源、2组蓄电池组考虑四、计算机监控系统

变电站计算机监控系统的设备配置和功能要求按无人值班设计。13、计算机监控系统设备配置

监控系统应宜采用分层、分布、开放式网络结构，主要由站控层设备、间隔层设备和网络设备等构成。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建设规模配置。包括站控层设备、网络设备、间隔层设备

14、测控装置组屏

除35（10）kV测控保护一体化装置就地布置在35（10）kV开关柜上外，其余测控装置应按照变电站实际规模配置。主变、110、220kV测控及各电压等级母线电压采用集中组屏方式安装于二次设备室；每3～4个电气单元组一面屏。

15、其他功能特点

宜采用监控系统实现小电流选线功能。

AVQC功能宜由监控系统实现。

监控系统站控层工作站等设备采用站内UPS供电。间隔层I/O测控设备采用直流供电。

16、系统网络结构

变电站宜采用单网结构，站控层网络与间隔层网络采用直接连接方式。

17、系统软件

主机兼操作员工作站应可采用安全的UNIX、LINUX或经过软件加固的WINDOWS等安全性较高的操作系统。

18、组屏

主机兼操作员站、打印机设备一般不组屏，相应配置计算机工作台；远动通信设备、智能型公用接口设备、网络交换机等设备组1面屏。除35（10）kV测控保护一体化装置就地布置在35（10）kV开关柜上外，其余测控装置应按照变电站实际规模配置。主变、110kV测控及各电压等级母线电压采用集中组屏方式安装于二次设备室；每3～4个电气单元组一面屏。

五、元件保护及自动装置

19、主变压器保护配置原则

主变压器微机保护应按主、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，变压器应配置独立的非电量保护。

当高压侧为内桥接线时，要求各侧电流互感器分别引入差动保护装置。

组屏：每台主变压器组一面屏。

20、自动装置

35kV（10kV）小电流接地选线一般由监控系统实现。

根据系统要求配置微机型低频减载装置，35kV（10kV）线路一般采用一体化装置中的自动低频减载功能，也可独立设置。

组屏：低频减载组一面屏。

六、直流及UPS电源系统

配置单套蓄电池装置，可组柜安装，一般不设直流分屏。

不停电电源系统：一般容量较小馈线较少，可以与其他设备组屏。

七、其他二次系统

21、全站时间同步系统配置原则

全站设置1套统一的时间同步GPS系统，双时钟冗余配置。另配置扩展装置实现站内所有对时设备的软、硬对时。时间同步系统宜输出IRIG-B（DC）时码、1PPS 、1PPM或时间报文。

110kV变电站配置一套交流不停电电源系统（UPS）。可采用主机冗余配置方式，也可采用模块化N+1冗余配置。

22、二次系统安全防护

二次系统的安全防护应遵循电监会5号令《电力二次系统安全防护规定》及电监安全[2006]34号《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》的有关要求。

23、图像监视及安全警卫系统

在110kV变电站内设置一套图像监视及安全警卫系统。其功能按满足安全防范要求配置，不考虑对设备运行状态进行监视。

24、火灾自动报警系统

110kV变电站应设置一套火灾自动报警系统。

25、二次设备的布置

110kV变电站二次设备的布置一般采用集中布置方式。站内不设通信机房，在主控楼内集中设置二次设备室。若变电站规模较大，采用户外敞开式布置或户内GIS方案，对应站内不同的设备布置情况，也可采用设就地继电器小室或按电压等级下放到GIS设备旁的分散布置方式。

应按工程最终规模规划并布置二次设备，备用屏（柜）位不少于总屏（柜）位的10～15％。

26、电压互感器二次参数选择

110kV及以下电压的双母线接线，宜在主母线三相上装设电压互感器。当需要监视和检测线路侧有无电压时，可在出线侧的一相上装设电压互感器。

宜设置专用的电压互感器二次绕组。电压互感器一般设剩余有保

护用剩余电压绕组，供接地故障产生剩余电压用。

计量采用独立的电压互感器二次绕组，准确级的准确级，最低要求宜选0.2级；测量与保护I共用一个二次绕组，准确级宜选用电压互感器的准确级，最低要求选0.5（3P）级；；保护II采用独立的电压互感器二次绕组电压互感器的，准确级，为宜选3P和或6P；保护用电压互感器剩余电压绕组的准确级为6P。

根据工程情况，对220kV、110kV母线电压互感器，也可取消电压互感器剩余电压绕组。电压互感器配置四个主二次绕组。计量、测量、保护I、保护II分别采用各自独立的二次绕组，准确级分别为0.2/0.5/3P/3P(6P)。

25、电流互感器二次参数选择

220kV、110kV系统可按三相配置；35kV、10kV系统，依具体要求可按两相或三相配置；

每套保护（包括线路、主变及母线保护）宜使用专用的二次绕组。准确级：变压器主回路、220 kV及以上线路宜采用5P级，其他回路可采用10P级。

测量、计量一般应分别使用各自专用的二次绕组。准确级：一般为0.5、0.2级，供特殊用途的为0.5S、0.2S级，在满足准确级条件下，也可共用一个二次绕组。

故障录波装置可与保护共用一个二次绕组，也可单独使用一个二次绕组。准确级：5P级或10P级。

新建变电站，二次额定电流宜选1A，二次负荷一般为10～15VA（当

二次额定电流为5A时，二次负荷一般为40～50VA）。

八、直流及UPS电源

总结：

1、变电站二次系统设计的技术原则，包括：系统继电保护、元件保护、计算机监控系统、电力调度数据网接入设备、二次系统安全防护设备，站内通信系统、变电站操作直流电源、交流不停电电源、图像监控系统等二次系统的技术要求和设备配置要求。

2、二次设备组屏方案和各个屏柜的功能配置。按照统一的配置原则和技术要求，根据变电站接线形式、一次设备类型，制定二次设备的典型组屏方案和各屏柜的功能配置，统一变电站二次设备的组屏方案、屏柜尺寸、形式、名称、标识及颜色等。

3、二次系统设备的技术规范，根据变电站二次系统典型设计配置原则和技术要求、各种典型二次设备组屏方案和各屏柜的功能配置，编制了96项二次设备的技术条件书，统一了二次系统及各屏柜的技术规范。

4、规范系统继电保护及元件保护的配置原则、通道组织原则和设备组屏原则。

5、规范计算机监控系统的配置原则和方案，包括整体网络结构，站控层软件、硬件配置，间隔层设备配置及组屏原则，站控层与间隔层通信所采用的技术和标准，监控系统与继电保护、保护故障信息管理子站以及站内其他智能装置的通信接口形式和技术要求等

6、规范变电站电气二次接线，包括防误闭锁实现方式，二次屏柜的供电方式，操作箱控制回路接线以及断路器、隔离开关机构箱控制回路接线等。

7、规范专业间配合的技术要求，包括系统继电保护对电流互感器、电压互感器变比、绕组数量、容量及精度的配置要求；系统继电保护对断路器跳闸线圈、操作电源的配置要求；保护对通信通道的要求、保护光电转换接口对通信电源的要求等。

8、规范保护和故障录波信息管理子站系统的配置原则及实施方案，包括：子站系统的构成、功能定位、数据采集方式，与监控系统的接口方式、子站信息传输方式等。

9、规范二次系统各类接口要求，包括：继电保护装置与计算机监控系统的接口及通信要求；继电保护装置、故障录波装置以及双端故障测距装置对时精度和接口要求。

10、规范站内通信设备的配置原则和方案，包括：通信蓄电池配置原则、通信机房布置、光缆引接方式、通信机柜尺寸等。

11、规范时间同步系统、图像监视系统的配置原则和方案。

12、规范二次设备的接地方式、继电器保护小室下放布置和电缆敷设方式