检 索 号

110kV 胶南水城变电站工程 初步设计

设计说明书、清册、概算书及图纸

(审定稿)

2012年08月

批

准 审

核 校核 编

制

： ： ： ：

初 步 设 计 总 目 录

第1卷 设计说明书及主要设备材料清册

第1册 设计说明书----------------------------1C-A01 第2册 第2卷 第1册 第2册 第3卷 主要设备材料清册----------------------1C-A02 设计图纸

电气部分图纸--------------------------1C-D 土建部分图纸--------------------------1C-建方 工程概算书（修改稿）------------------1C-E

检 索 号 青岛-B1112012-1C

110kV 胶南水城变电站工程 初步设计

第

1卷第

1册

设计说明书

2012年08月

初 步 设 计 说 明 书 目 录

第1章 总的部分 1.1 概述 1.2 站址概况

1.3 主要技术原则及存在问题 1.4 主要技术经济指标 第2章 电力系统部分 2.1 概述 2.2 建设规模 2.3 主要电气参数 第3章 电气部分 3.1 电气主接线

3.2 短路电流及主要设备选择 3.3 绝缘配合及过电压保护 3.4 电气总平面布置及配电装置 3.5 站用电及照明 3.6 防雷接地 第4章 二次部分

4.1 系统继电保护及安全自动装置 4.2 系统调度自动化 4.3 系统及站内通信 4.4 变电站自动化系统 4.5 元件保护及自动装置 4.6 直流系统及交流不停电电源 4.7 其他二次系统 4.8 二次设备组柜及布置

第5章 土建部分

5.1 站区总布置与交通运输 5.2 建筑 5.3 结构 5.4 给排水

5.5 采暖通风与空调调节 第6章 消防部分 6.1 概述 6.2 消防措施 6.3 消防给水系统

第7章 环境保护、水土保持和节能减排 7.1 环境保护 7.2 水土保持 7.3 节能减排 第8章 工程造价分析 8.1 与可研对比分析 8.2 与通用造价对比分析

附 件

1 《关于110千伏胶南水城变电站站址的批复》

2 国家电网发展[2012]152号文件《关于山东潍坊安丘翠山等110千伏输变电工程可行性研究报告的批复》

3 《110千伏胶南水城变电站工程可行性研究报告》（审定稿） 4 110kV 胶南水城变电站设计采用通用设计方案对照表 5 110kV 胶南水城变电站设计“两型一化”落实对照表

6 110kV 胶南水城变电站设备应用国网通用设备（2011年版）情况表 7．胶南水城地质勘察报告

8．鲁电经评审[2012]11号《青岛平度曲坊等110kV输变电工程初步设计评审会议纪要》

第1章 总的部分

1.1 概述

1.1.1 工程设计的主要依据

1）《国家电网公司输变电工程典型设计110kV变电站分册》

2）国家电网发展[2012]152号文件《关于山东潍坊安丘翠山等110千伏输变电工程可行性研究报告的批复》

3）鲁电集团发展[2011]634号文件《关于下发2012年济南章丘等三十一个县公司110千伏、35千伏输变电工程可研审查意见的通知》

4）《青岛110kV胶南水城输变电工程可行性研究报告》 5）国家有关的设计规范、规定，有关的概算定额、规定

6）鲁电经评审[2012]11号《青岛平度曲坊等110kV输变电工程初步设计评审会议纪要》

1.1.2 工程建设规模和设计范围 1） 工程建设规模

建设内容 主变压器 远期规划 本期建设 3*63 MVA三相两卷有载调2*63 MVA三相两卷有载调压变压器，户内布置 出线2回，扩大内桥变压器组接线，GIS户内布置 出线42回，单母线4分段，户内开关柜布置 3*（4000+4000）kvar 户内布置 3套，安装于成套柜中，接于10kV开关柜， 700/630kVA 2套 压变压器 出线2回，扩大内桥接线 110kV配电装置 10kV配电装置 出线28回，单母线分段 无功补偿装置 2*（4000+4000）kvar 接地变消弧线圈成套装置

－0－

变电站按无人值守形式设计，室外污秽等级为e级。 2）设计范围与分工 本设计包括的设计项目：

A) 站区内生产和辅助生产系统的设备安装和土建工程。 本站进出线均为电缆，引出线设计到站内对外的引出线端子，但不包括引出电缆、电缆终端及终端盒。

B) 站区内的防雷接地，不包括110kV进线档的防雷接地。 C) 站区上、下水系统。 D) 站区排洪系统。

E) 进站道路。自大门至站外连接公路的道路和桥涵。 列入本工程概算投资，但不包括在本工程设计范围内的项目：

A) 站外市话联络通讯及线路等。

B) 由本变电站建设引起的站外系统线路改造工程。 C) 外接站用电源围墙外部分。 3） 试验研究项目：无。 1.2 站址概况 1.2.1 站址自然条件 1）站址地理位置

110kV胶南水城变电站站址位于青岛胶南市滨海大道北侧，海南路东侧。该站址场区处于供电负荷中心；线路走廊较开阔，工程地质、水文条件满足建站要求，无洪涝灾害，110kV进线、10kV出线、交通、运输、施工、运行均方便。

2）站址概况

场区地貌类型为滨海平原。地面标高3.78～4.07米。 3）站外交通运输及公路的引接。

变电站南侧为滨海大道，需新建进站道路30米左右。 1.2.3 进出线走廊条件

－1－

站址周围视野开阔，无进电源出线障碍物，110kV、10kV进出线走廊均已确定。规划110kV电缆进线2回，自南向北经电缆线路进入变电站；规划本期10kV电缆出线28回，自变电站向东、西出线，远景电缆出线42回。

1.2.4 征地拆迁及设施移改的内容

本变电工程征地3.6亩，现站址为空地，无需进行拆迁补偿。 1.2.5 工程地质、水文地质和水文气象条件 1 ） 工程地质和水文地质 2） 水文气象

青岛地区历年最高气温37.5℃，最低气温-16.4℃，历年平均气温12.2℃；历年相对湿度73%；风向以ES、WN向为最多，6级以上大风以N－NW向最多，出现频率N－NW向为16.8%，WN向为13.8%；瞬间最大风速44.2m/s，累年平均风速5.5m/s，11月至翌年2月风速最大，平均为6.2m/s，7、8月最小，为4.7m/s；年平均受台风侵袭或外围影响13次；近五十年最大降水量1227.6mm，最小降水量386.3mm，平均降水量679.44mm，降水集中在6～9月份(占全年降水量的70%～76%)。本地区污秽等级为e级。

1.3 主要技术原则及存在问题 1.3.1 主要技术方案

110kV胶南水城变电站采用国网典设方案110-A2-4方案（2011版）。110kV侧采用扩大内桥接线，2回电缆进线；10kV远景42回电缆出线，采用单母线4分段接线；主变压器3台，容量为63MVA。

变电站按照无人值守设计，通过保护测控装置实现地调对断路器、电容器组的控制和变压器有载分接开关的调节，全站采用综合自动化系统。

1.3.2 通用设计、通用设备、通用造价的应用

表1.3.1 110kV变电站工程通用设计、通用设备成果应用表

电压等级 主变台数及容量（MVA） 工程概况 出线规模（高/中/低） 变电站类型 配电装置类型（GIS/ AIS）

110/10.5 3*63 2/0/42 全户内 GIS －2－

设计方案 通用设计方案/编号 主变压器设备编号 并联电容器装置设备编号 GIS/HGIS设备编号 通用设备 110kV 断路器设备编号 110kV避雷器设备编号 35kV、10kV开关柜（断路器） 开关柜（断路器）设备编号 110-A2-4 1TA-63 AC-K4 1GIS-2000/40 AKG-4000/40-A AKG-1250/31.5-A 1.3.3 新技术、新设备（新材料）、新工艺的应用

本站采用智能一体化电源系统，将交、直流电源系统设计组合为一体，通过统一的智能网络平台，实现变电站控制电源的集中供电和统一的监控管理，进而实现在线的状态检测。

1.3.4 提请在设计评审时需解决或确定的主要问题

1）本工程将典设中10kV接线由单母线6分段环形接线简化为单母线4分段接线，主变容量不同，电容器根据国网标准物料选择与典设不同，其他接线形式及设备布置与典设110-A2-4完全一致。

1.4 主要技术经济指标

表1.4 主要技术方案和经济指标统计表（推荐方案） 序 号 项 目 技术方案和经济指标 63MVA，3台/2台，分体 2回/2回 无 42回/28回 4Mvar，6/4 扩大内桥/扩大内桥 无 单母线4分段/单母线分段 1 主变压器规模，远期/本期，型式 2 110kV出线规模，远期/本期 3 35kV出线规模，远期/本期 4 10kV出线规模，远期/本期 5 低压电容器规模，远期/本期 6 110kV电气主接线，远期/本期 7 35kV电气主接线，远期/本期 8 10kV电气主接线，远期/本期

－3－

序 号 项 目 技术方案和经济指标 GIS，SF6,4/4 开关柜，真空断路器，57/39 e级/d级 无人值守 是 光纤 2 3 铜/1.2 0.24 0.24 40 39 110kV配电装置型式，断路器型式、数量 10 35kV配电装置型式，断路器型式、数量 11 10kV配电装置型式，断路器型式、数量 12 地区污秽等级/设备选择的污秽等级 13 运行管理模式 14 智能变电站（是/否） 15 变电站通信方式 16 电力电缆（km） 17 控制电缆（km） 18 光缆（km） 19 接地材料/长度（km） 20 变电站总用地面积（hm） 21 围墙内占地面积（hm） 22 进站道路长度 新建/改造（m） 23 总土石方工程量及土石比 填方（m） 24 弃土工程量/购土工程量（m） 25 边坡工程量 护坡/挡土墙（m/m） 26 站内道路面积 远期/本期（m） 27 电缆沟长度 远期/本期（m） 28 水源方案 29 站外供水/排水管线（沟渠）长度（m） 30 总建筑面积 远期/本期（m） 31 生产综合楼建筑 层数/面积/体积（m2/m） 32 构架结构型式及工程量（t）

323233220/5893 0/0 0/0 762 50 市政自来水 1500/2000 2130 3/2120 0 －4－

序 号 项 目 技术方案和经济指标 0.05g 灌注桩/135万 4146 4038 658 2124 379 563 59 33 地震动峰值加速度 34 地基处理方案和费用 35 动态投资（万元） 36 静态投资（万元） 37 建筑工程费用（万元） 38 设备购置费用（万元） 39 安装工程费用（万元） 40 其他费用（万元） 41 建设场地征用及清理费（万元）

－5－

第2章 电力系统

2.1 概述

胶南水城片区位于胶南市的南部沿海，属黄金海岸，地理位置优势明显，近年来该区域引进了一批大项目，其中已经提报用电申请的客户及装变容量分别是那鲁湾装变容量3×2.5 MVA +2×1MVA，达令港装变容量2×2MVA，红树林装变容量20×2.5MVA ，保利地产装变容量12×2.5MVA，馨海国际装变容量3×2.5MVA+2×1MVA，凭海临风装变容量2×2MVA。2010年水城周边区域用电负荷已超过40MW，而且增长趋势越来越快，水城区域周围有一座35kV城东变电站和一座110kV隐珠变电站，但距离较远且已接近满负荷运行，无扩容的可能，已不能满足该区域的用电需求和供电可靠性要求。因此，该区域急需增加新的110kV变电站，以增加供电能力。变电站投运后可基本满足水城区域建设开发5-10年的用电需求。

110kV胶南水城变电站初步设计阶段规模同可研规模一致。 2.2 建设规模 2.2.1 主变规模说明

远景规模：规划安装3台63MVA三相两卷有载调压变压器；110kV/10.5kV，变压器本体与散热片分体设计。

本期规模：本期新建2台63MVA三相两卷有载调压变压器；110kV/10.5kV，变压器本体与散热片分体设计。

2.2.2 出线规模

110kV：远景及本期出线均2回。

10kV： 本期出线28回，远景出线42回；经变电站南侧电缆隧道向东西两个方向出线。

2.2.3 无功补偿装置

每台主变压器设2组并联电容器组成套无功补偿装置，分别装设于10kV两段母线；2组电容器组容量均为4Mvar。本期工程安装4组电容器，远景工程安装6组。

2.3 主要电气参数

2.3.1 主变型式及参数选择

－6－

主变压器：选用三相两卷、低耗、低噪、自冷式有载调压降压变压器。 详细参数见主变压器选择结果见表。

主变压器选择结果表

项 目 型 式 容 量 额定电压 接线组别 阻抗电压 冷却方式 套管电流互感器 参 数 三相两卷、低耗、低噪、自冷式有载调压变压器，本体与散热片分离 63MVA 110±8*1.25%/10.5kV YN，d11 Ud=17% 自冷（ONAN） 高压侧 LRB-110 400/5A 中性点 无(有误) 2.3.2 主接线要求

110kV胶南水城变电站110kV侧采用扩大内桥接线，本期上齐，仅#3主变间隔备用。

由于本站主变容量较大，10kV母线电流达3637A，且因本站出线回路较多，2#主变采用2台10kV进线开关柜、2段母线的接线型式。该站远景工程10kV侧采用单母线4分段接线；本期工程10kV侧采用单母线分段接线。

2.3.3 电力系统短路电流计算结果

根据青岛供电公司提供资料，110kV胶南水城变电站接入220kV大庄站，各级电压母线上的三相短路容量、短路电流、冲击电流值如下表所示：

2020年短路电流计算表： 短路点位置 110kV侧 10kV侧（分列）

短路电流 (kA) 5.49 15.2 －7－

冲击电流 (kA) 14.0 38.8 短路容量 （MVA） 1090 277 系统阻抗 0.0915 0.361 10kV侧（并列）

0.226 24.3 62.0 442

2.3.4 中性点接地方式及变压器低压侧接地电容电流计算 1）主变压器中性点接地方式：

110kV侧直接接地或不接地； 10kV侧为不接地系统。 2）10kV侧接地电容电流计算

由于10kV侧全部采用电缆出线，每台主变出线14回，且每回电缆线路较长。经计算电网接地电容电流较大，约为70A，按规程要求，本站配置接地变消弧线圈成套装置,接于10kV母线。

－8－

第3章 电气部分

3.1 电气主接线

3.1.1 变电站本期、远期建设规模

远景规模：规划安装3台63MVA三相两卷有载调压变压器；110kV出线2回，采用扩大内桥接线；10kV出线42回，主接线采用单母4分段接线；站内规划安装无功补偿电容器6×4Mvar；安装3套10kV接地变消弧线圈装置，容量630kVA，接于10kV母线。

本期规模：本期新建2台63MVA三相两卷有载调压变压器；110kV出线2回，采用扩大内桥接线；10kV出线28回，主接线采用单母分段接线；站内安装无功补偿电容器4×4Mvar；安装2套10kV接地变消弧线圈装置，容量630kVA，接于10kV母线。

3.1.2 电气主接线方案与通用设计及“两型一化”变电站建设设计对比

110kV胶南水城变电站110kV侧采用扩大内桥接线，10kV侧采用单母线4分段接线方式。胶南水城变电站主接线型式采用典设110-A2-4设计方案《国家电网公司输变电工程典型设计》（2011年版）；满足“两型一化”设计导则要求。

3.1.3 电气主接线方案论述

胶南水城变电站110kV侧采用扩大内桥接线； 2回进线。

因本站10kV出线回路较多，为增加10kV系统运行灵活性，采用单母线4分段接线，将2#变压器进线分为2个进线开关柜，以增加运行灵活性。本期工程将2#主变的A、B进线柜母线连接，打开B断路器，本期工程采用单母线分段接线，远景单母线4分段接线。

3.1.4 各级电压中性点接地方式

110kV侧为直接接地系统；主变压器110kV侧中性点侧采用中性点成套设备，包括中性点隔离开关、避雷器、放电间隙等，110kV侧可直接接地或不接地运行。

10kV侧为非直接接地系统，10kV系统无中性点，经接地变压器变换通过

－9－

消弧线圈接地，接地变消弧线圈成套装置接于10kV母线。

3.2 短路电流计算及主要设备选择 3.2.1 短路电流计算的依据及计算结果。

根据青岛供电公司提供资料，110kV胶南水城变电站接入220kV大庄变电站和珠山变电站。本站至大庄站架空线路8.6km，电缆线路2.5km；本站至珠山站架空线路24km，电缆线路1.9km；因大庄变电站距离本站较近，取大庄变电站作为短路电流计算电源。

2020年大庄变电站110kV母线短路电流为8.08kA。 110kV主变压器短路阻抗按照标准阻抗17%考虑。

经计算各级电压母线上的三相短路容量、短路电流、冲击电流值如下表所示：

2020年短路电流计算表： 短路点位置 110kV侧 10kV侧（分列） 10kV侧（并列）

3.2.2 导体和主要电气设备的选择原则和依据 导体和主要电气设备的选择原则和依据：

1）导体和电器选择贯彻国家的经济技术政策，考虑工程发展规划和分期建设的可能，达到技术先进、安全可靠、经济适用、符合国情的要求。

2）满足正常运行、检修、短路和过电压情况下的要求，并考虑远景发展。 3）符合当地使用环境条件。

4）满足DL/T5222-2005等国家、行业的相关标准、规范、规定。

110kV胶南水城变电站环境参数表 序号 1 名 称 环境温度 最高日温度 最低日温度 单位 ℃ 招标人要求值 40 －25

短路电流 (kA) 5.49 15.2 24.3 冲击电流 (kA) 14.0 38.8 62.0 短路容量 （MVA） 1090 277 442 系统阻抗 0.0915 0.361 0.226

－10－

最大日温差 月平均最高相对湿度， 20℃下（％） 日相对湿度平均值 月相对湿度平均值 K 25 ≤95 2 ％ ≤90 m W∕cm2 mm m/s m/s2 级 ≤1000 0.11 10 35 2 户内 e 3 4 5 6 7 8 9 海拔高度 太阳辐射强度 最大覆冰厚度 离地面高10m处，维持10min的平均最大风速（m/s） 耐受地震能力（对应水平加速度， 安全系数不小于1.67） 安装场所（户内/户外） 污秽等级 注 1. 环境最低气温超过?25℃的需要进行温度修正。 3.2.3 通用设备应用情况

本站在设备选型时参照了国网通用设备及国网标准物料编码，尽量与通用设备参数一致，详细比较情况见下表。

通用设备应用对比表

项目名称 主变压器 110kV GIS 10kV真空开关柜 10kV电容器 10kV消弧设备 110kV胶南水城变电站 SZ11-63MVA-110/10.5kV 126kV 2000A 40kA 进线柜12kV/4000A-40kA 馈线柜12kV/1250A-31.5kA 6*4000kvar 接地变消弧线圈700/630kVA 通用设备 同通用设备 同通用设备 同通用设备 同通用设备 同通用设备 备注

3.2.4 导体和主要电气设备的选择 主要电气设备选择

主变压器：选用三相两卷、低耗、低噪、自冷式有载调压降压变压器。主变压器选择结果见表。

－11－

主变压器选择结果表

项 目 型 式 容 量 额定电压 接线组别 阻抗电压 冷却方式 参 数 三相两卷、低耗、低噪、自冷式有载调压变压器 63MVA 110±8*1.25%/10.5kV YN, d11 Ud=17% 自冷（ONAN），散热片与主变本体分离 高压侧 套管电流互感器 中性点 LRB-110 400/5A LR-110 400/5A LRB-66 300/5A 110kV设备选择

110kV胶南水城变电站位于胶南市区，周边为居民住宅，为减少对周边居民的影响，本站设计为全户内变电站，为减少变电站占地面积，本站110kV设备采用户内SF6气体绝缘组合电器，即GIS。断路器额定电流为2000A，额定开断电流为40kA。本站为智能化变电站，电流互感器、电压互感器选用传统电磁式互感器，增加电流电压合并单元实现测量信号数字化。选择结果见表。

－12－

110kV主要设备选择结果表 设备名称 断路器 隔离开关 接地开关 电流互感器 GIS 电压互感器 主母线 126kV 2000A 40kA/3S 126kV 2000A 40kA/3S 126kV 40kA/3S 126kV，400-800/5A 5P20/5P20/5P20/0.5/0.2S （电磁式） (110/√3)/(0.1/√3)/(0.1/√3)/0.1kV （电磁式） 126kV，2000A 126kV，2000A 102kV，10kA雷电冲击残压不大于266kV 参 数 分支母线 氧化锌避雷器 10kV开关设备选择

10kV设备采用户内配电装置。选用金属铠装移开式开关柜，柜内配真空断路器。由于主变容量63MVA，10kV进线开关柜最大工作电流为3637A左右，故进线及联络断路器额定电流4000A，开断电流40kA，动稳定电流100kA。出线断路器额定电流1250A，开断电流31.5kA，动稳定电流80kA。10kV主要设备选择见表。

10kV主要设备选择结果表

设备名称 参 数 主变进线回路：12kV 4000A 40kA/4S 真空断路器 出线回路： 12kV 1250A 31.5kA/4S 主变进线回路：3000/5/5/5A 5P20/5P20/0.5 开关柜 电流互感器 电容器出线回路：400/5/5A 5P20/0.5 站用变出线回路：400/5/5A 5P20/0.5 电压互感器 （10/√3）/（0.1/√3）/（0.1/3）kV 5P20/5P20/0.2S 电缆出线回路：600/5/5A 5P20/0.5

－13－

主母线 分支母线 氧化锌避雷器 12kV，3150A 12kV，1250A 17kV，10kA雷电冲击残压不大于45kV

10kV无功补偿设备选择

1）电容器成套装置

每台主变无功补偿容量为：2*4000kvar，电容器选用户内框架式成套电容器装置，接于10kV母线。

每套电容器装置，由进线隔离开关、干式铁芯串联电抗器、避雷器、放电线圈、框架式并联电容器及连接导体、网门组成。串联电抗器布置采用后置，电抗器为干式、铁芯，电抗率取5%。采用单星形接线，开口三角保护，电缆进线。

2）接地变消弧线圈成套装置

本站为农网变电站，根据胶南供电公司规划，本站变压器运行方式为分列运行，每台变压器带14回10kV出线，以可预测到的每条回路电缆长约2km，电缆出线截面为300mm2。

由此可计算得：

每个10kV系统的电容电流为：

Ic1=Icl*L，Ic1=2.05*2*14=58A 计及变电站增加的电容电流为：

Ic=Ic1*1.1，Ic=63.8A

系统采用过补偿方式，则补偿容量为：

Q=K* Ic*Ue/√3， Q=1.35*63.8*10.5/√3=523kVA

计及变电站运行后的电缆T接增加的长度，因此最终变电站的消弧线圈容量选为630kVA。

10kV小电流接地系统采用消弧线圈成套装置，消弧线圈容量630kVA, 由于本站主变压器10kV侧为角形接线，消弧线圈装置通过接地变压器接于10kV各段母线，安装于一层消弧线圈室内，要求消弧线圈成套装置具有选线功能。

－14－

导体选择

110kV没有穿越功率，按每回线路带1台主变压器（63MVA）计算，10kV母线按1台主变压器（63MVA）计算。导体选择原则如下：

1)母线的载流量按最大穿越功率考虑，按发热条件校验。

2)各级电压设备引线按回路通过的最大电流选择，按发热条件校验。 110kV变压器进线选择YJLW02型号、300截面积、64/110kV电力电缆，10kV主变压器进线选择封闭母线10kV/4000A。导体的选择见表。

110、10kV主要导体选择结果表 回路电流 347 39 374 选用导线 导线根数及型号 YJLW-300 YJV 8.7/15 3*185 YJV 8.7/15 3*240 封闭母线10kV/4000A 导线截面控制条件 载流量(A) （环境温度25oC） 580 375 455 由长期允许电流控制 由热稳定电流控制 由长期允许电流控制 由长期允许电流控制 电压 回路名称 出线 110(kV) 主变压器引线 接地变 电容器组 10(kV) 主变压器引线 3637 3831 3.2.5 智能一次设备应用

本站采用常规一次设备加智能终端及合并单元的模式，实现一次设备的智能化。

智能终端与一次设备利用电缆连接，与二次设备通过网络连接。通过将本间隔内断路器位置、刀闸位置、气压等开关量就地采样转化为数字量后用光纤以MMS报文形式上传到站控层网络，同时接收来自保护装置点对点的GOOSE报文跳闸命令以及网络GOOSE跳闸命令，以实现对本间隔内设备的测控功能。

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合并单元将本间隔内常规电磁式电流电压互感器信号转换为数字信号，通过基于IEC61850的通信协议，将电流电压信号以点对点或网络的方式传递给保护装置或智能终端，实现电流电压测量的数字化。

3.2.6 结合工程实际情况，提出新技术、新设备、新材料的应用。 为节省变电站占地面积，本工程110kV高压设备采用SF6气体绝缘开关设备，即GIS。

3.3 绝缘配合及过电压保护

电气设备的绝缘配合，按照DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》确定的原则进行。

氧化锌避雷器按照GB11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》及国家电网生技[2005]174号的附件3《110（66）kV~750kV避雷器技术标准》中的规定进行选择。

3.3.1 各级电压电气设备的绝缘配合及过电压保护 110kV电气设备的绝缘配合

1）避雷器选择：110kV避雷器为安装在GIS内部的氧化锌避雷器，其主要技术参数见表。

110kV氧化锌避雷器选择表 额定电压（kV，有效值） 最大持续运行电压（kV，有效值） 操作冲击10kA残压（kV，峰值） 8/20μs雷电冲击，10kA残压（kV，峰值） 1μs陡波冲击，5kA残压（kV，峰值） 102 79.6 226 266 297

2）110kV电气设备的绝缘水平：110kV电气设备的绝缘水平按照GB-311.1-1997《高压输变电设备的绝缘配合》选取，以避雷器雷电冲击10kA残压为基准，配合系数不小于1.4，见表。

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110kV电气设备绝缘水平

设备耐受电压值 设备名称 雷电冲击，电压（kV，峰值） １min工频耐压 全波 内绝缘 外绝缘 主变压器 480 480 截波 550 （kV，有效值） 内绝缘 外绝缘 200 185 1.4x266=373 实际配合系数其他设备 550 550 ※630 230 230 550/266=2.07 截波配合系数 630/295=2.13 断路器断口 隔离开关断口 630 550 265 230 保护水平 雷电冲击水平（kV，峰值） ※仅电流互感器承受截波耐压试验。

10kV电气设备的绝缘配合

1）避雷器选择：根据DL/T620-1997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”。目前国内生产的氧化锌避雷器，其保护性能和工作特性优良。因此，主变压器10kV侧配置17/45kV氧化锌避雷器，其主要技术参数见表。

10kV氧化锌避雷器选择表 额定电压（kV，有效值） 最大持续运行电压（kV，有效值） 操作冲击电压（kV，峰值） 17 12 13.5 8/20us雷电冲击，10kA残压（kV，峰值） 45 1us陡波冲击，5kA残压（kV，峰值） 51

2）10kV电气设备的绝缘水平：绝缘水平按照GB311.1-1997选取，10kV电气设备的绝缘水平见表。

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10kV电气设备绝缘水平

设备耐受电压值 设备名称 雷电冲击，电压（kV，峰值） 全波 内绝缘 主变压器中性点110kV侧） 主变压器10kV侧 断路器断口 隔离开关断口 其他设备 １min工频耐压 （kV，有效值） 内绝缘 95 35 42 42 外绝缘 95 35 42 49 42 外绝缘 250 75 75 85 75 截波 250 85 250 75 75 75

雷电过电压保护

1）110kV配电装置雷电过电压保护：根据DL／T620–1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》中要求，本站在每回110kV出线侧均装设1组氧化锌避雷器。

2）10kV配电装置雷电过电压保护：因10kV出线全部为电缆，只在每段母线上各装设1组氧化锌避雷器。

3.3.2 电气设备外绝缘的爬电比距和绝缘子串的型式、片数选择。 本变电站为全户内变电站，海拔1000米以下，国标e级污秽区。按国家标准GB/T16434-1996《高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外绝缘选择标准》中规定，取中性点直接接地系统泄漏比距为20mm/kV（最高运行电压），中性点不接地系统泄漏比距取为20mm/kV（最高运行电压）。爬电距离按最高运行电压值为基准。

按此要求选择设备，折算成外绝缘有效爬电距离：110kV设备不小于126×20 mm= 2520mm；10kV设备不小于12×20mm=240mm。

3.4 电气总平面布置及配电装置

3.4.1各级电压出线走廊规划、站区自然环境对电气总布置的影响。

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本站110kV电缆线路从变电站南侧引入，10kV电缆从变电站东、西侧引出，变电站及周围无对电源进出线产生影响的因素；变电站进出线走廊已确定。

3.4.2 电气总平面方案设计应与通用设计及“两型一化”变电站建设对比

110kV胶南水城变电站在进出线规模方面与典设110-A2-4完全一致（110kV侧主接线为扩大内桥接线形式，10kV侧简化为单母线4分段），由于负荷容量不同，本站主变压器容量为63MVA，与110-A2-4方案略有差异。

3.4.3 说明电气总平面布置方案。

本站总占地为：东西长66米，南北宽36米，占地面积3.6亩。本方案根据国网典型设计110-A2-4，主配电楼为两层建筑，呈矩形。一层设有110kVGIS室、10kV配电室、接地变消弧线圈成套设备室等；二层布置有二次设备室和10kV电容器室等，在变电站的南侧。三台主变为室内布置，变压器本体与散热器分体设计，布置在变电站的北侧，主变间设有防火墙。

变电站的主大门设在变电站西南角，站内设有运输设备及消防必需的环行道路及巡视道路。

3.4.4 各级电压配电装置型式选择、间隔配置

1）110kV配电装置为户内SF6气体绝缘组合电器。布置在配电楼一层，电源进线为电缆，变压器出线电缆。110kVGIS室长10米，宽10米，层高10.4米。室内设SF6气体泄漏监控报警装置，该设备具有对空气中的SF6浓度及氧气含量进行监测，并与事故排风机联动，SF6气体泄漏时可自动启动排风等功能。

2）主变压器布置在室内，散热器与本体分离；主变110kV 侧通过电力电缆与110kVGIS出线套管连接，10kV侧通过干式绝缘管母线连接至10kV开关柜。

3）10kV配电装置采用金属铠装中置式开关柜，面对面布置，电缆出线，柜内配置真空断路器。配电室长34.5米，宽10米，层高4.8米，位于配电楼南侧，其下部设有电缆半层，用来连接站内外电缆。

4）控制保护屏布置在配电楼二层，三排布置，主控室长12.9米，宽7.6米，高4.2米，室内采用防静电地板，防静电地板下铺设二次电缆桥架，连

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接站内二次电缆。

5）10kV电容器组分别布置，每个电容器室长7.6米、宽7.2米，高4.2米，布置在配电楼二层室内。

3.5 站用电及照明

3.5.1 站用工作/备用电源的引接及站用电接线方案。

所用电为380/220Ｖ三相四线制中性点直接接地系统，两台所用变低压侧采用单母线分段接线，分列运行，重要负荷分别从两段母线引出双回路供电。低电压电源具有自动切换功能，且具备远方切换的功能，能保证无人值守变电所的安全运行。站用电屏布置在主控室内。

设交流屏2面，2路进线自动切换，出线为50路。 3.5.2 站用负荷计算及站用变压器选择结果。

110kV胶南水城变电站站用变容量计算结果表

序 名 称 号 一、动力 1 逆变器 2 整流电源 3 主变调压电源 4 空调 5 全站风机1 6 全站风机2 7 SF6装置电源 8 110kV断路器动力负荷 9 动力电源 10 二次设备室电源 11 二、加热 1 110kV断路器加热 2 10kV断路器加热 三、照明 1 综合楼照明 2 道路照明 单位容量 (kW) 台数 安装 运行 1 1 3 3 6 1 0 2 2 容 量（kW） 5 1 20 1 0.3 3 3 4 2.5 18 0.5 1 0 0 6 5 0.06 5 ΣP1= 85 kW 1.0 3 0.15 50 ΣP2= 10.5 kW 0.1 40 0.15 16 ΣP3= 6.4 kW 3 50 40 16

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S≥K1×P1+P2+P3 式中：S—站用变压器容量（kVA）； K1—站用动力负荷换算系数，一般取K1=0.85 P1—站用动力负荷之和（kW); P2—站用电热负荷之和（kW）; P3—站用照明负荷之 和（kW）; Sjs= 89.2 (kVA) 经计算, 本工程所用变压器容量为 2*100 kVA。 110kV胶南水城变电站10kV侧远景设有2台干式站用变压器（接地变压器二次绕组），分别经断路器开关柜接入10kV I、II段母线上。经过对站内交流负荷的统计计算，所用电计算负荷约为89.2 kVA，站用变压器额定容量选为2*100kVA。

3.5.3 站用配电装置的布置及设备选型。

本站10kV侧设2台干式接地变压器为站用变压器，其二次绕组容量100kVA，10.5kV/0.4kV，布置在消弧线圈设备室。

3.5.4 工作照明、应急照明、检修电源和消防电源等的供电方式。 变电站内设置正常工作照明和应急照明。正常工作照明采用交流380/220V三相四线制中性点直接接地系统，电源引自站用电交流屏；应急照明采用直流220V，电源引自直流屏。

配电室内一层设有正常照明配电箱、应急照明配电箱等。各房间根据不同工艺要求配置壁灯、日光灯等。配电室、电容器室、主控室配备应急照明灯。主变区及室外照明采用金属卤化物灯，沿道路设置草坪灯作为巡视照明。导线均穿管暗敷。

110kV配电装置室、10kV配电装置室、保护控制室、变压器室内分别安装动力配电箱或电源箱，供检修、试验和照明用。

3.6 防雷接地

3.6.1 变电站的防直击雷保护方式。

110kV胶南水城变电站为全户内变电站，利用布置在综合楼屋顶的避雷带作为建筑物防直击雷保护措施，以防直击雷侵入，本站不设置独立的避雷针保护。

3.6.2 变电站接地。

本站接地根据《交流电气装置的接地》（DL/T 620－1997）设计，按照国

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家电网公司《十八项反措》要求，继电保护的保护屏、10kV开关柜装设专用等电位接地铜排，就地端子箱、汇控柜等处装设等电位接地铜排网，铜排截面不小于100m2。

按 2020 年变电站110kV母线系统接地方式计算，根据热稳定条件，未考虑腐蚀时，接地线的最小截面：110kV侧的接地线的热稳定最小允许截面为铜 60 mm2。变电站接地装置接地极按照最大热稳定最小允许截面的75%验算，整个接地网接地接地极的热稳定最小允许截面铜 45 mm2。考虑到接地网的腐蚀率，变电站接地干线采用40 mm× 4 mm的扁铜，垂直接地体采用Φ20 镀铜钢棒，室内接地支线采用50 mm×5mm的接地扁钢。

敷设常规接地网后，经计算整个接地系统的接地电阻值约为0.48欧姆，最大接触电势为458V，最大跨步电势为413V，皆满足规程要求，无需对本站进行降阻处理。

3.7 电缆设施

3.7.1 站区电缆构筑物型式及尺寸、电缆/光缆敷设方式的选择。 10kV配电室下部设电缆半层，层高2.6米，内设一二次电缆桥架，满足一次出线电缆的敷设要求；主控室布置在二层，室内采用防静电地板，利用不等高室内地坪，敷设二次电缆，与电缆半层间采用电缆桥架连接。室外设电缆隧道满足110kV进线和10kV出线电缆需求，110kV电缆进线、10kV出线电缆隧道截面为2000（宽）*2000（深），共设4条。

3.7.2 电缆及其构筑物的防火和阻燃措施。

根据电缆设计规程，对室外电缆沟采用分段阻隔措施，凡通向屋内配电装置的电缆孔洞及柜、盘屏的孔洞待电缆敷设完毕后均采用有效阻燃材料严密封堵，在靠近含油设备（主变压器等）的电缆沟盖板予以密封处理。电缆穿出地面处应有足够的穿管保护，未穿电缆前用圆锥形砂浆混凝土将保护管两头堵塞。

微机监控和微机保护的电流、电压、信号接点引入线均采用屏蔽电缆。屏蔽层接地措施按国标GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》要求设计。

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第4章 二次部分

4.1 系统继电保护及安全自动装置 4.1.1 一次系统概况

本工程拟采用110kV变电站典型设计方案110-A2-4。设计规模：110kV电源进线2回，3台63000kVA主变压器，10kV出线42回；110kV采用扩大内桥接线，10kV采用单母线四分段接线；无功补偿电容器组6组,容量为6×4000kVar。

本地区系统继电保护现状如下：

1）110kV进线不配置保护；内桥接线配置自适应型的备投装置； 2）110kV不配置母线差动保护；10kV不配置母线差动保护。 3）不单独配置故障录波器，利用保护装置本身的故障录波功能。 4）不配置继电保护试验电源屏。 5）不配置继电保护及故障录波信息子站。

6）10kV采用保护、测控一体化装置，安装于开关柜。 4.1.3 系统继电保护配置

继电保护及安全自动装置具体配置原则按照《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285-2006）和《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW 441-2010）相关要求执行。

本站为末端站，110kV线路不设保护，仅在110kV桥配置备自投功能。110kV、10kV母线不设保护，不配置单独的故障录波装置。

4.1.4 备用电源自动投切装置 1）110kV进线不配置备投。 2）110kV桥装设自适应的备投。 4.1.5 对相关专业的技术要求 1） 对通信通道的技术要求

本工程110kV线路不设保护，不需考虑保护通道的配置。 2） 对互感器的要求

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本工程采用常规电流（压）互感器+合并单元模式。

电流互感器：主变保护采用主、后备保护装置分开，单套配置。主、后备保护分别配置一组独立的电流互感器二次绕组及与之连接的合并单元；保护使用5P20级电流互感器。

电压互感器：主变保护采用主、后备保护装置分开单套配置，需配置一组独立的电压互感器二次绕组及与之连接的合并单元。

10kV间隔采用保护、测量、故障录波等多合一装置。在10kV间隔设置独立的0.5S级电子式电能表，10kV间隔电流互感器应具有独立的、准确级为0.2S级的专用二次绕组。

同一间隔内的电流互感器和电压互感器合用一个合并单元。 3） 对合并单元的要求

合并单元能提供点对点和组网输出接口。每个合并单元应能满足最多12 个输入通道和至少8个输出端口的要求。

合并元应能支持GB/T-20840.8（IEC60044-8）、DL/T860.92（IEC61850-9-2）等协议。当合并单元采用GB/T-20840.8（IEC60044-8）协议时，应支持数据帧通道可配置功能。

合并单元采样值发送间隔离散值应小于10μs。

合并单元输出应能支持多种采样频率，用于保护、测控的输出接口采样频率宜为4000Hz。

合并单元输出采样数据的品质标志应实时反映自检状态，不应附加任何延时或展宽。

4） 对智能终端的要求

○1接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分断路器命令及隔离刀闸、地刀等GOOSE命令；输入断路器位置、隔离刀闸及地刀位置、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。

○2智能终端应具备三跳硬接点输入接口，可灵活配置的保护点对点接口（最大考虑10个）和GOOSE网络接口。

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5） 对信息交互的要求

○1 继电保护设备与站控层设备通信，其标准应采用DL/T860（IEC61850）。 ○2 继电保护装置采样值采用点对点接入方式与合并单元通信，其标准应采用DL/T860.92（IEC61850-9-2）或GB/T20840.8（IEC60044-8）。

○3 继电保护设备与本间隔智能终端之间通信采用GOOSE点对点通信方式；继电保护之间的联闭锁信息等信息采用GOOSE网络传输方式。其标准应采用DL/T860.81（IEC61850-8-1）。

6） 对网络及其设备的要求

○1任两台智能电子设备之间的数据传输路由不超过4个交换机。传输各种帧长数据时交换机固有时延应小于10μs。

○2根据间隔数量合理配置过程层交换机。每台交换机的光纤接入数量不超过16对，并配备适量的备用端口。

4.1.6 系统保护配置方案

按照上述配置原则要求，配置系统继电保护及安全自动装置如下。 1）110kV线路保护配置方案 110kV不配置线路保护。 2）母线保护配置方案 110kV母线不配置母线保护。 10kV母线不配置母线保护。 1）内桥保护配置方案 不配置内桥保护。 2）备自投配置方案 110kV桥配置备自投装置。 3）故障录波器配置方案 不配置故障录波器。 4.2 系统调度自动化 4.2.1 现状及存在的问题 1）调度关系

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根据《山东电网调度管理规程》，胶南110kV水城变电站为青岛地区电力调度所(以下简称青岛地调)调度，远动信息先送至胶南县调再经已有通道送至青岛地调。

2）远动系统设备配置

远动通信设备采用双套专用独立设备，无风扇设计，无硬盘型。 远动通信设备具有远动数据处理、规约转换及通信功能，满足调度自动化的要求，并具有串口输出和网络口输出能力，能同时适应通过专线通道和调度数据网通道与各级调度端主站系统通信的要求。远动通信设备的网络接口满足电力调度数据网双平面的接入要求。

远动通信设备宜实现支撑经济运行与优化控制等可与调度主站互动的功能。

1） 远动信息采集

远动信息采集由变电站自动化系统的I/O 测控单元统一完成。远动通信装置直接接入站控层以太网(MMS网)，做到直采直送。

2） 远动信息内容

远动信息内容按照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》要求设定采集量，并根据各调度端的需求作相应增减。

3） 远动信息传输

与胶南县调通信采用电力调度数据网络和远动专线互为备用的方式，数据网络通信为主用方式，远动专线为备用方式。数据通信协议采用IEC-870-5-104规约，远动专线通信协议采用IEC-870-5-101或DL451-91规约；

远动专线通道：110kV水城变电站至胶南县调之间应具有一路四线双工远动专线通道，通道速率600bit/s。要求在通道信噪比为17dB时，误码率不大于10-5。远动通道应安装防雷保护器。

数据网络通道：传输速率为2M。 4.2.2 关口电能计量系统

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本工程无关口计量点。

4.2.3 调度数据通信网络接入设备

本变电站侧按照调度数据网双平面厂站双设备原则，配置2套独立的调度数据网络接入设备，即配置2台路由器、2台交换机、2台纵向加密认证装置。

本站两台接入路由器均上联接入胶南县调接入网，各配置2路2×E1数字通道分别接至2个网络节点（其中1个节点应为县调核心或为备用核心节点）。两台路由器上联通道应分布在不同的通信传输设备之上。如选用PTN以太接口方式，1路100Mbps链路可代替1路2×E1链路。

4.2.4 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》、电监安全[2006]34号《电力二次系统安全防护总体方案》及《变电站二次系统安全防护方案》的有关要求，进行安全分区，通信边界安全防护，确保控制功能安全。

按照“安全分区，网络专用，横向隔离，纵向认证”的电力二次系统安全防护总体策略，进行业务分区如下：将变电站自动化系统、继电保护置于控制区；将故障录波装置、电能量远方终端置于非控制区；将设备状态监测、智能辅助控制系统置于管理信息大区。

本站二次系统安全防护方案：控制区和非控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装纵向加密认证装置；控制区与非控制区之间的各应用系统之间网络互联采用加装硬件防火墙加以防护；控制区和非控制区业务均属于生产控制大区，与管理信息大区采用单向隔离装置加以防护。

本工程配置纵向加密认证装置2台，1台单向隔离装置，以满足二次安全防护的相关要求。

4.2.5 相关调度端系统 本工程不需完善调度端主站系统。 4.3 系统及站内通信 4.3.1 通信现状

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青岛电力光纤通信网总容量为2.5Gbit/s，设备采用华为公司的智能光传输设备（OSN）和智能PCM设备，目前网络采用环状结构。主干环光缆主要为OPGW，光缆芯数主要为24芯，G.652光芯。

胶南市供电公司通信网已经形成了以光纤SDH自愈环网为主的电力综合通信网。共敷设通信光缆250KM，全部为ADSS光缆； SDH网络由2个155M环网和多个支链构成，全部为深圳华为设备，共30套SDH155设备。

根据《山东电力集团公司县级主干通信网建设技术指导意见》要求，县公司光纤网络的发展，要与市公司光纤网络统一型号、统一网管，县公司新上的通信站的接入方式以直接接入县公司光纤网络为主，不具备条件的可接入市公司光纤网络。

4.3.2 通道要求

本站与胶南县调之间应具有远动专线通信方式并对应两条独立通道，一主一备，主通道故障时，可自动或人工切换至备用通道。通道在信杂比17dB时，其误码率应不大于10-5。

本站需要调度、行政、计算机联网、电量计费、调度自动化及图像传输等通道。

4.3.3 系统通信方案

本工程建设水城站至隐珠站和水城站至大庄站2条光缆，共新建OPGW光缆4.1km、ADSS光缆8km、管道光缆5km。

本工程新建水城站，扩建胶南县调站、大庄站、隐珠站、胶南站，在水城站新上STM-4光传输设备和PTN设备，隐珠站新上STM-4光传输设备。

4.3.4 通道组织

110kV曲坊变电站由青岛地调调度，调度通道安排： 主用通道：水城站～隐珠站～胶南县调～青岛地调。 备用通道：水城站～胶南站～胶南县调～青岛地调。 4.3.5 站内通信方案 1）话音业务接入

本站站内设置1部行政电话，1部调度电话，不设置程控调度机。调度、

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行政电话，并通过PCM设备接入至青岛地调的调度交换机与行政交换机。电话线自二次设备室综合配线柜引来，电话插座及网络布线具体布置在施工图阶段设计。

2）调度数据网业务接入

本站调度数据网第一平面通道采用2M通道，接入SDH设备；第二平面通道采用网络通道，接入PTN设备。自动化专线业务接入PCM设备，采用RS232数字通道传输。

3）网络业务接入

计算机联网、电量计费、图像等网络业务，均接入PTN设备。 3）通信电源

本工程变电站站内不设通信专用高频开关电源，由站内一体化电源系统通过DC-DC逆变方式提供2路60A -48V直流电源。DC-DC逆变模块配置4组，每组30A，互为备用，以保证其可靠性。通信部分设置电源配电屏，2路输入，20路输出。

4）通信机房

本工程变电站站内不设通信专用机房，通信电源和通信设备安装在二次设备室内。站内不配置独立的通信动力监测装置，保留数据采集单元，将采集到的动力数据纳入变电站一体化信息平台后上传至通信调度。

二次设备室本期新上SDH设备1面柜、PCM设备1面柜、综合配线柜1面，PTN设备1面柜，共计4面柜。

4.3.6 配套通信工程 详见本工程通信初设。 4.4 变电站自动化系统 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。 变电站自动化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、过程层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层和过程层设备按工

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程实际规模配置。

2）变电站自动化系统统一组网，通信规约采用DL/T860通信标准。 3）变电站内信息宜具有共享性和唯一性，变电站自动化系统主站与远动数据传输设备、保护及故障信息管理系统、微机防误系统信息资源共享，不重复采集，节约投资。

4）变电站内由变电站自动化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）变电站自动化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）变电站自动化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）变电站自动化系统应实现全站的防误操作闭锁功能。站控层宜实现顺序控制、智能告警等高级功能。

4.4.2 监测、监控范围

按照DL/T 5149-2001《220～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》要求和调度端对无人值班变电站的运行情况的需求，本变电站自动化系统的监测、监控范围设计如下：

1） 模拟量

——110kV线路的三相电流、三相电压、有功功率、无功功率； ——110kV桥断路器的三相电流； ——110kV系统的母线电压和频率； ——10kV系统母线电压和频率；

——10kV线路的三相电流、有功功率、无功功率； ——10kV电容器三相电流、无功功率； ——10kV分段断路器的三相电流； ——主变压器的油温、绕组温度；

——主变压器高、中、低压侧的三相电流、三相电压、三相有功功率、

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三相无功功率；

——接地变高压侧三相电流、三相电压； ——接地变低压侧三相电流、三相电压； ——380V/220V母线线电压； ——直流系统的母线电压； ——充电进线电流、电压； ——蓄电池进线电流和电压； ——浮充电进线电流、电压；

——直流绝缘监视：正对地电压、负对地电压； ——UPS系统的输出电压、电流及频率； ——室外温度和继电器室温度。 2） 开关量

——变压器调压分接头位置信号； ——主变中性点接地开关位置信号；

——110kV断路器、电动隔离开关和电动接地刀闸的位置信号； ——接地变高压侧断路器状态信号； ——接地变低压侧断路器状态信号； ——380V/220V母线分段断路器状态信号； ——380V/220V馈出回路状态信号； ——主变压器保护动作及报警信号； ——站用变压器保护动作及报警信号； ——10kV电容器保护动作及报警信号； ——10kV线路保护动作及报警信号； ——10kV母线保护动作及报警信号； ——UPS系统状态异常信号；

——就地/远方（含主控室和调度端）切换开关位置信号； ——通信系统报警信号（包括载波机、光端机及PCM）； ——在线监测告警信号；

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——其他信号。 3） 控制量

——主变中性点接地开关；

——110kV断路器、电动隔离开关和电动接地刀闸； ——10kV断路器；

——保护定值的远方整定及其信号的远方复归，保护压板投退。 除上述要求外，本期工程要求智能辅助控制系统、交直流一体化电源系统预留符合DL/T860标准的通信接口，并要求变电站自动化系统具备与以上系统通信（控制及信息采集）的功能。

4.4.3 配置方案 4.4.3.1 系统构成

变电站自动化系统在功能逻辑上宜由站控层、间隔层、过程层及网络设备构成。

1）站控层由一体化信息平台主机、远动通信装置和其他各种功能站构成，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，并远方监控/调度中心通信。

2）间隔层由保护、测控、计量、录波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。

3）过程层是由合并单元、智能单元等构成，完成与一次设备相关的功能，完成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。

4）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。以上网络设备构建全站分层分布式高速工业级以太网。

4.4.3.2 系统网络结构 1）站控层网络

站控层网络负责实现站控层设备之间以及与间隔层之间的通信，传输MMS报文和GOOSE报文。

站控层网络采用单星型以太网络。

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2） 间隔层网络

间隔层网络负责实现间隔层设备之间、相邻间隔以及间隔层与站控层之间的通信，传输MMS报文、GOOSE报文。在站控层网络失效的情况下，间隔层应能独立完成就地数据采集和控制功能。

间隔层网络采用单星形以太网络。 3） 过程层网络

过程层网络负责实现过程层装置与间隔层设备之间、间隔层设备之间以及过程层设备之间的通信，传输GOOSE报文及采样值报文。

110kV电压等级过程层GOOSE报文及采样值报文采用点对点传输方式。 35/10kV电压等级不配置独立的过程层网络，GOOSE报文通过站控层网络传输。

4.4.3.3 系统设备配置 a.站控层设备配置

站控层设备包括一体化信息平台主机（主机兼操作员工作站和工程师站）、远动通信装置以及网络打印机等设备。站控层设备按照变电站远景规模配置。

1） 一体化信息平台主机（主机兼操作员工作站和工程师站）1套 采用UNIX操作系统，提供整套一体化信息平台系统软件，含监控功能、操作闭锁功能和高级应用功能等。

为满足“国家电网科〔2012〕143号《智能变电站一体化监控系统功能规范》”的要求，还需配置数据服务器（单套配置）、综合应用服务器（单套配置）、Ⅰ区数据通信网关机（双重化配置）；Ⅱ区数据通信网关机（单套配置）；Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机（单套配置）。

2） 打印机

取消装置屏柜上的打印机，设置打印服务器，通过站控层和间隔层网络通信打印全站各装置的保护告警、事件等。

b.间隔层设备配置

间隔层包括继电保护、安全自动装置、测控装置、网络记录分析仪装置、

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电能计量装置等设备。间隔层设备按照变电站本期规模配置，并考虑扩建需求。

1） 继电保护、安全自动装置

具体配置详见系统继电保护和元件保护部分章节。 2） 测控装置

功能要求：测控装置应按照DL/T860(IEC61850)标准建模，具备完善的自描述功能，与站控层设备直接通信。测控装置应支持通过GOOSE报文实现间隔层五防联闭锁功能，支持通过GOOSE报文下行实现设备操作，支持通过SV 报文接收电流电压信号。

配置方案：

? 全站配置4台公用测控装置；

? 110kV线路、桥按间隔各配置1台保护测控装置，； ? 每台主变本体单独配置1台测控装置；

其他间隔不配置独立的测控装置，测控功能实现方式如下：

10kV线路、电容器、接地变间隔测控功能：按间隔配置保护、测控、计量、录波一体化装置。10kV分段保护、测控、录波采用一体化装置。

3） 网络记录分析仪装置

功能要求：装置应记录所有MMS报文、GOOSE报文、SV报文，具备暂态录波分析功能与网络报文分析功能，分析结果上传至一体化信息平台主机。

全站统一配置1套网络记录分析仪装置，包括：网络分析主机：1台；MMS、GOOSE网络报文记录仪：2台；SV报文记录仪：2台；用于记录仪与分析主机联网交换机1台。

4）电能计量装置

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等。计量点按单电能表配置，精度为0.5S级，具备电压失压计时功能。电能计量装置采用支持DL/T860标准接口的电能表。

110kV间隔及主变各侧电能计量装置按单电能表配置，采用支持DL/T860标准接口的数字式电能表，以点对点方式采集电流电压信息。电能计量装置

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有功精度为0.5s级、无功精度为2.0级。

10kV间隔配置三相四线制全电子式多功能电能表，有功精度为0.5s级、无功精度为2.0级，带辅助电源。就地布置于开关柜内。

全站配置一套电能量远方终端。具备至少4路RS-485接口，装置电源采用交直流电源相互切换，能采集电表的底码值、增量值、事件、费率等，采集装置具备当地存储功能，容量不低于45天的信息量；各计量点设置0.5S表计，应采用全功能复费率峰时电子表，具有485接口，实现与东营电量管理系统通信。

c．过程层设备配置

过程层设备包含智能终端和合并单元，完成变电站断路器、隔离开关的信号采集、处理和控制，以及常规电磁式互感器采样值信息的采集和处理。过程层设备按照变电站本期规模配置，并考虑扩建需求。

1） 合并单元

本工程合并单元的配置原则为：

——同一间隔内的电流互感器和电压互感器合用一个合并单元； ——110kV进线间隔合并单元冗余配置； ——110kV桥间隔合并单元冗余配置； ——10kV线路/电容器间隔不配置合并单元；

——主变保护采用主、后备保护分开配置，主变压器中性点及间隙合并单元单套配置，主变压器低压侧合并单元冗余配置。

合并单元分散布置于配电装置场地智能控制柜或开关柜内。 2） 智能终端

本工程智能终端配置原则为： ——110kV各间隔智能终端单套配置； ——10kV线路/电容器间隔不配置智能终端；

——主变保护采用主、后备保护分开配置，主变压器各侧智能终端单套配置；主变压器本体智能终端单套配置；

智能终端分散布置于配电装置场地智能控制柜或开关柜内。

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d．网络设备配置

本工程交换机采用满足现场运行环境要求的工业交换机，并通过电力工业自动化监测机构的测试，满足DL/T860标准。

本工程三层设备同一组网，采用单星型网络结构，站控层MMS、SV、GOOSE、 SNTP报文共网传输方式，过程层不设置独立的网络。

1） 站控层网络交换机

站控层配置1台中心交换机，交换机端口数量应满足站控层设备接入需求，按24个100M电口和4个1000M光口配置。

2） 间隔层网络交换机

10kV开关柜室配置4台间隔层交换机，每台交换机端口数量满足间隔层设备接入和与站控层连接需求，按24个100M电口和4个1000M光口配置。

3） 过程层网络交换机

110kV、10kV电压等级不配置独立的过程层网络。 4.4.4 与其它设备接口

其它设备主要包括交直流一体化电源系统(交流系统、直流系统、UPS 系统、通信电源)、智能辅助控制系统及电气一次主要设备在线监测系统等。其它设备采用符合DL/T 860（IEC 61850）标准的通信服务和信息模型接入一体化信息平台。

4.4.5 系统功能

变电站自动化系统按《DL/T 5149-2001 220～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》的相关规定实现下述功能：

数据采集和处理、数据库的建立与维护、自动调节控制、人工操作控制、防误闭锁、同期、远动功能、时钟同步、与其他设备的通信接口、防误闭锁、报警处理、事件顺序记录及事故追忆、画面生成及显示、在线计算及制表、人-机联系、系统自诊断和自恢复、运行管理、高级应用等。

部分主要功能如下所述： 4.4.5.1 控制操作 1） 顺序控制

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满足无人值班及区域监控中心站管理模式的要求，变电站自动化系统支持顺序控制操作。

顺序控制采用站控层集中式模式，无人值班模式时，顺控服务模块统一配置在站控层远动通信设备中，远动通信设备可接收和执行监控中心、调度中心和本地自动化系统发出的控制指令，经安全校核正确后，自动完成符合相关运行方式变化要求的设备控制；有人值班模式时，顺控服务模块同时也配置在监控后台主机中，就地的顺控操作通过监控后台机下发控制指令。

2） 电压—无功自动调节

由站内操作员工作站或远方控制中心设定其投入/退出。变电站自动化系统实时监测变电站的运行状况，并结合设定的各种参数进行判断计算后，根据调度下达的电压曲线或根据AVQC控制策略自动对电容器或电抗器断路器发出投入或切除的指令，从而控制电容器、电抗器等无功设备的投运或停运或调节主变压器分接头，实现对控制目标值电网电压和无功的自动调节和闭环控制，使其在允许的范围内变化。在自动控制过程中，程序遇到任何软、硬件故障均应输出报警信息，停止控制操作，并保持被控设备的状态。AVQC功能在变电站自动化系统中用软件实现，采集的实时信息均可作判据，该软件的逻辑功能包括闭锁逻辑（状态量、模拟量）、控制策略、提示信息输出功能、整定及统计功能等。

调节操作均应生成报告。正常执行的报告内容有操作前的控制目标值、操作时间及操作内容、操作后的控制目标值。控制操作异常的报告内容有操作时间、操作内容、引起异常的原因、是否由操作员进行人工处理等。另外，当控制功能被停止或启动时也应产生报告。

3） 操作控制

操作员可对需要控制的电气设备进行控制操作。计算机监控系统应具有操作监护功能，允许监护人员在操作员工作站上实施监护，避免误操作。当一台工作站发生故障时，操作人员和监护人员可在另一台工作站上进行操作和监护。

4） 变电站自动化系统的控制输出。

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GOOSE输出：控制输出GOOSE报文，通过网络或点对地方式实现智能一次设备或采用智能终端方式的断路器、电动隔离开关和接地隔离开关操作。

4.4.5.2 防误操作闭锁

根据智能变电站设备信息数字化的特点，结合《国家电网公司输变电工程通用设计》提出的三种五防操作闭锁方案，利用变电站信息在站控层和过程层共享的优势，在本站采用如下的防误操作闭锁方案：

本工程取消专用五防工作站，变电站自动化系统实现全站的防误操作闭锁功能；同时测控装置通过相互之间的通信实现跨间隔综合操作闭锁功能，取消就地跨间隔横向电气联闭锁接线。

另外，站内可操作（电动、手动）的高压电气设备、临时接地线、网门、遮栏门等采用电编码锁或挂锁式机械编码锁进行闭锁。

4.4.6 高级应用

根据《国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定》的相关内容，结合本变电站实际和智能变电站高级应用的发展现状，高级应用本期考虑配置设备状态可视化及状态检修、智能告警及分析决策、故障信息综合分析决策、支撑经济运行与优化控制、源端维护等。远景根据智能电网技术的发展和面向智能变电站的高级应用软件的研发进展情况，适时进行相应功能模块的扩展升级。

本变电站高级应用系统中与控制相关的核心功能都在变电站自动化系统中实现，包括支撑经济运行与优化控制等功能。在一体化信息平台中实现的主要是智能告警及分析决策、故障信息综合分析决策、设备状态可视化等高级应用功能。

1） 设备状态可视化及状态检修

本变电站设备在线监测与状态检修系统是一个多层结构的软硬件结合的综合应用系统。采集变电站主要设备状态信息，一次设备包括主变、GIS、避雷器等，二次设备包括各继电保护设备、操作回路及网络信息等。将设备的自检诊断信息、运行工况信息等通过标准协议，送达变电站自动化系统进行可视化展示，并通过远传装置发送到上级调度/集控系统为电网实现基于在线

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监测的设备全寿命周期综合优化管理和状态检修提供基础数据的支撑。设备自检及诊断信息、运行工况信息采用DL/T860作为信息传输协议。当设备出现异常信息时候，智能告警决策系统以声光电等多媒体报警形式提示运行人员制定问题排查方案和设备检修预案。

2） 智能告警及分析决策

本变电站配置智能告警及分析决策系统，该系统是以IEC61850为标准模型的变电站辅助决策专家系统，能对变电站报警信息进行分类及过滤，对变电站发生的各类异常及故障情况进行分析、推理，并对现象做出合理表述，给出恰当的处理建议，指导运行人员进行后续操作。系统包括各类智能设备模型、专家知识库、推理机、网络接口等基本组成部分。四遥信息上送至一体化信息平台实时库后，由智能报警及故障自动处理系统通过接口取出，归类至具体模型，由模型将信息进行处理并过滤后再经由推理机推导出具体故障，再通过查找故障处理库输出对本次故障的处理建议。

本变电站智能告警及分析决策系统基于对全站设备对象信息建模的情况下，实现对全站告警信息进行分类告警、信号过滤，同时通过对变电站运行状态进行实时的在线分析，自动报告变电站异常并提出故障处理指导，实现基于管理、检修和实时运行一体化的告警系统。使运行监控人员能够快速地抓住事故重点、及时有效地采取处理方案，提高事故异常处理的准确性和快速性，保障电网安全运行。

3） 故障信息综合分析决策

本变电站采用统一断面全景数据采集作为智能变电站SCADA的基本功能，实时采集和按照统一断面存储系统的稳态、暂态和动态数据；并提供分析系统对全景数据提供曲线、表格和图形等展现方式以全方位展示变电站的全景数据。开发变电站事故、异常专家系统，建立设备状态和功能模型，在电网事故、保护动作、装置故障、异常报警等情况下，通过整合分析站内包括事件顺序记录信号、保护及故障录波等信号，确定当前运行状况，并将事故分析的结果以简单明了的可视化界面综合展示，同时可将信息上传至主站端。

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4） 支撑经济运行与优化控制

利用先进先进通信手段采集多方数据，监视电网的无功状态，运用先进的数学模型、信息模型，与调度端的电压无功控制策略结合，主站根据地区各类站点的节点参数计算出最优无功调压方案，从基于电网的角度对广域分散的电网无功装置制定协调优化控制策略，并下发至变电站自动化系统，实现无功补偿自动投切和主变有载自动调压，实现降低网损、提供电压合格率、改善电能质量、达到系统安全经济运行和优化控制的目的。

5） 源端维护

在变电站利用统一系统配置工具进行配置，生成标准配置文件，包括变电站网络拓扑等参数、IED数据模型及两者之间的联系。变电站主接线和分画面图形，图元与模型关联，应以可升级矢量图形格式提供给调度/集控系统。

4.5 元件保护及自动装置 4.5.1 现状及存在的问题

各元件保护及自动装置均按部颁《继电保护和安全自动装置技术规程》要求配置，均采用微机型保护装置，各保护配置如下：

1）主变压器微机保护按主、后单套配置，配置独立的非电量保护，采用集中组柜的方式安装于二次设备室；

2）10kV线路保护配置微机型三段式过电流保护及三相一次重合闸，小电流接地选线功能；

3）10kV电容器保护配置微机型三段式过电流保护和零序电流保护，配置定时限过电压、低电压及放电线圈不平衡电压保护；

4）10kV接地变压器保护配置微机型三段式过电流保护，低压侧中性点零序电流保护；

5）10kV侧保护采用保护测控一体化装置，就地安装于开关柜 4.5.2 保护配置 4.5.2.1 主变压器保护

主变压器微机保护按主、后分开单套配置，后备保护集成测控功能，主保护与后备保护宜引自不同的电流互感器二次绕组。

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主变压器非电量保护功能集成于本体智能终端，不单独配置。 4.5.2.2 10kV线路保护

10kV线路配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护及三相重合闸。 选用保护、测控、录波一体化装置，就地安装于开关柜内。 4.5.2.3 接地变压器保护

接地变压器配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护及本体保护。 选用保护、测控、录波一体化装置，就地安装于开关柜内。 4.5.2.4 10kV电容器保护

配置微机型电流速断保护，过流保护，以及过压、失压、过负荷保护、非电量保护。对于某一电容器切除后引起的剩余电容器过电压，根据接线情况选用中性点电流或电压不平衡保护、电压差动保护、或开口三角电压保护。

选用保护、测控、录波一体化装置，就地安装于开关柜内。 4.5.2.5 10kV分段保护

10kV分段配置微机型电流速断及过流保护。

选用保护、测控、录波、备自投功能一体化装置，就地安装于开关柜内。 4.5.3 自动装置

1）110kV桥配置备自投装置。 2）10kV分段不配置备投装置。

3) 低压无功自动投切功能由变电站自动化系统实现。

4) 10kV小电流接地选线由变电站自动化系统实现，不配置独立的装置。 5) 根据系统要求配置一套独立的低频低压自动减载装置。 4.5.4 对相关专业的技术要求 1） 与自动化系统的接口方案

保护装置及10kV保护测控一体化装置按照DL/T860（IEC61850）标准建模，具备完善的自描述功能，采用以太网接口接入站内变电站自动化系统。

主变保护装置支持通过GOOSE报文实现与智能终端之间的状态和跳合闸信息传递。

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10kV保护、测控、录波一体化装置直接用电缆接入常规互感器模拟信号输出，保护装置跳闸出口接点采用电缆直接接至断路器操作箱。

4.6 直流系统及不停电电源系统

为减少站用电源系统设备的重复配置，建立站用电源系统信息共享的一体化平台，提高变电站站用电源系统的智能化水平，实现上行下达信息数字化传输，站内配置一套交直流一体化电源系统。

全站直流、交流、通信电源、交流不间断电源系统等电源采用一体化设计、一体化配置、一体化监控，其运行工况和信息数据能通过一体化监控单元展示并通过DL/T 860标准数据格式接入自动化系统。

4.6.1 直流系统 1） 直流系统电压

本变电站操作电源直流系统额定电压采用220V，通信电源额定电压-48V。 2） 蓄电池型式、容量及组数

直流系统装设一组阀控式密封铅酸蓄电池。全站直流电气负荷和通信电源负荷共享直流电源的蓄电池组。蓄电池容量按电气负荷事故放电2小时，通信负荷事故放电4小时进行计算，容量为300Ah，蓄电池数量为104只。

3） 充电装置台数及型式

直流系统采用高频开关充电装置，蓄电池配置一套高频开关充电装置，单套高频开关充电装置按N+1方式配置6块20A充电模块。

4） 直流系统供电方式

直流供电采用辐射式方式供电，由直流馈线柜直接供电给各用电单元。直流系统采用单母线接线。

5） 直流系统屏柜配置及布置

本工程直流屏共4~5面，其中直流充电柜1面，直流馈线柜1面，蓄电池柜2~3面。直流充电柜、直流馈线柜布置在生产综合楼二楼的二次设备室内。

蓄电池采用组屏安装，布置于生产综合楼二楼的二次设备室内。 6） 其它设备配置

充电装置配置一套微机监控单元，根据直流系统运行状态，综合分析各

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