变电站标准设计

2009年版南方电网变电站标准设计细化方案第三卷110kV变电站标准设计细化方案

第五篇CSG-110B-3B33AWD方案

广东电网公司

2009年6月

批准：

审定：

审核：李粤穗汤寿泉熊焰雄杨骏伟罗博马辉王政源刘巍金波黄燕金黄志秋郭峰戴新胜林卫铭李国张宏宽

校核：杨骏伟张雨罗涛张章亮周健曾深明梁森荣梁小川乔海涛张端华陈曦李广华李峰刘建强冯晓东陈洁朱敏华朱海华谷新梅胡晋岚董剑敏苏伟杨承矩梁杰霍艳萍崔鸣昆刘忠文蓝翔吕书源陈学辉刘岩杨汝泉张建明刘昆苏艳何文吉张桂娟

编写：广东省电力设计研究院：朱敏华陈荔李沛准黄成殷雪莉卢毓欣岳云峰郭金川黄阳董仕镇文思卓谷新梅鲁丽娟黎妙容朱海华池代波吴小蕙谭可立张肖锋范绍有吴志伟肖国锋黄淑贞徐中亚何梓欣李海央黄汉昌

广州电力设计院：霍艳萍许鸿雁梁振升陈伟浩陈红许汪梓坤何岗朱耀明何一龙陈伟标陈丽莉陈昌振朱荣彬陈明兰林辉高海静

深圳供电规划设计院有限公司：蓝翔贺艳芝王建张德艺林忠东钟万芳胡滨朱敏周茜吕书源窦守业马妍邹永华王连锋简福安

佛山电力设计院有限公司：余崇高潘静丽刘岩候光荣董桂云孙淑秀白国卿童能高卢小兰徐迎光邓旭坚李志凌王巧荣张伟强赖洪亮韦辉陈洁

珠海电力设计院有限公司：孙志清胡伟涛孙玉彤肖军董晓峰陈宏新杨帆戴明刘平刘立马龙

东莞电力设计院：马长林熊远策梁春明邱瑞敏刘称辉苏柱恒熊外望汪静胡雨姣邱海先

序

为贯彻执行南方电网公司变电站标准设计，科学地建立健全广东电网公司标准体系，广东电网公司在积极推广应用南方电网公司颁布的变电站标准设计的过程中，结合广东电网公司创先工作，根据广东电网的建设特点，进行了深化和细化工作，落实生产运行的反措、安评等要求，将标准化设计向施工图阶段推进，发挥标准设计的更大作用，进一步挖掘标准设计在加快工程建设进度上的潜力，提高标准设计的先进性、通用性、统一性、可操作性，建设统一开放、结构合理、技术先进、安全可靠、绿色环保的现代化电网。

随着电网建设投资的不断增大，变电站建设任务日益繁重，广东电网公司编制的南方电网变电站标准设计细化方案，对于落实科学发展观，进一步提高变电站建设的速度和效率，倡导变电站工程建设的政策和理念，规范变电站的设计和建设，又好又快地建设电网，具有十分重要的意义。它有利于更进一步规范工程的建设管理，科学合理地为生产服务；更进一步便于集中招标和设备采购，加快工程的建设步伐；更进一步统一变电站的风格，体现企业形象。为此公司专门成立了标准设计细化工作领导小组和工作小组，按照科学合理，好用实用的原则，经过充分的调研、分析讨论、精心组织，特别是110千伏变电站做到施工图细化阶段，设计出一套统一灵活、先进可靠、操作性强、经济实用的500kV、220kV和110kV变电站标准设计细化方案。

望各单位加强变电站标准设计的推广应用，充分发挥标准设计细化后的作用，为广东电网作优作强做出更大的贡献。

前言

南方电网变电站标准设计细化方案是在南方电网变电站标准设计的基础上细化深化，根据广东电网的实际情况及运行特点，选出合适的使用较多的方案进行细化工作。本标准设计细化方案分为四卷，共28个方案。第一卷为500kV变电站标准设计细化方案，包含 6个500kV变电站方案；第二卷为220kV变电站标准设计细化方案，包含9个220kV变电站方案；第三卷为110kV变电站标准设计细化方案，包含13个110kV变电站方案；第四卷为技经部分。各方案的篇号、编号与南方电网变电站标准设计一致，详见附表1、表2、表3。

本次南方电网变电站标准设计细化方案工作由广东电网公司工程建设部组织，广东省电力设计研究院、广州电力设计院、深圳供电规划设计院有限公司、佛山电力设计院有限公司、珠海电力设计院有限公司、东莞电力设计院共6家设计院承担了相应的细化设计任务。

500kV变电站部分，广东省电力设计研究院负责全部的6个方案。

220kV变电站部分，广东省电力设计研究院负责2个方案；广州电力设计院负责2个方案；深圳供电规划设计院有限公司负责1个方案；佛山电力设计院有限公司负责2个方案；珠海电力设计院有限公司负责2个方案。

110kV变电站部分，广州电力设计院负责1个方案；深圳供电规划设计院有限公司负责4个方案；佛山电力设计院有限公司负责5个方案；珠海电力设计院有限公司负责2个方案；东莞电力设计院负责1个方案。

本细化方案是在南方电网变电站标准设计的总体框架内，针对广东电网的建设特点，注重统一性、可操作性；科学合理为生产服务，注重便于集中招

标和设备采购；注重统一变电站的风格，体现企业形象。在编制过程中充分研究南方电网变电站的标准设计，多次召集省公司本部计划、生产、运行、安监、物资等部门，全省各供电局及相关设计、施工等单位研究讨论，综合各方面的合理意见和建议，使细化方案的成果更具科学性、代表性和实用性，发

挥标准化设计的更大作用。变电站标准设计细化方案是广东电网公司执行南方电网标准设计的重要举措，是公司创先工作的体现。

由于在较短的时间内编写完成本细化方案，错误和遗漏在所难免，敬请各位读者批评指正。

广东电网公司电网工程标准设计实施及改进工作组

二○○九年六月

表2 南方电网220kV变电站标准设计细化方案一览表

表3 南方电网110kV变电站标准设计细化方案一览表

急件广东电网公司文件

广电程〔2009〕59号

关于成立电网工程标准设计实施及

改进工作组的通知

本部各部门、直属各单位：

为加快推进电网工程标准设计工作，经研究，决定成立电网工程标准设计实施及改进工作组。成员名单如下：

一、领导小组

组长：于俊岭

副组长：林雄、李粤穗

成员：熊焰雄、杨骏伟、罗博、马辉、王政源、刘巍、金波、黄燕金、汤寿泉、黄志秋、郭峰、戴新胜、林卫铭、李国、张宏宽、麦红、李韶涛

二、主网标准设计工作小组

组长：杨骏伟

副组长：张章亮、周健

成员：曾深明、梁小川、乔海涛、张端华、陈曦、赵国雄、李峰、詹万强、刘建强、冯晓东、陈洁、朱敏华、游复生、池代波、胡晋岚、董剑敏、梁杰、霍艳萍、蓝翔、吕书源、刘岩、杨汝泉、刘昆、苏艳、何文吉、张桂娟

三、配网标准设计工作小组

组长：杨骏伟

副组长：汤寿泉、张雨

成员：梁森荣、吴海泉、戴志伟、赵国雄、李峰、黄海元、吴凯、李宏斌、蒋浩、何舜徽、李成

特此通知。

二○○九年二月二十五日

主题词：标准设计机构通知

广东电网公司办公室 2009年2月25日印发

总目录

第五篇CSG-110B-3B33AWD方案第一部分总的部分

方案设计说明CSG-110B-3B33AWD－A01

目录

1总的部分 (1)

1.1 建设规模 (1)

1.2 CSG-110B-3B33AWD方案的特点和适用范围 (1)

1.3 本方案与南网标准设计方案的差异 (1)

1.4 本方案使用边界条件 (2)

1.5 本方案主要技术指标 (2)

2电气一次部分 (2)

2.1 电气主接线 (2)

2.2 主要设备和导体选择 (2)

2.3 绝缘配合及过电压保护和接地 (4)

2.4 配电装置 (5)

2.5 电气总平面布置 (5)

2.6 站用电及照明 (5)

2.7 电缆设施 (5)

2.8 辅助设施及其它 (5)

3电气二次接线 (5)

3.1 直流系统 (5)

3.2 交流不间断电源 (6)

3.3 交流电源供电分配方式 (6)

3.4 变电站自动化系统 (6)

3.5 继电保护和安全自动装置 (9)

3.6 二次设备的布置 (10)

3.7 图像监视及安全警卫系统 (10)

3.8 消防及火灾报警系统 (11)

3.9 抗干扰措施及二次电缆的选择 (11)

3.10 二次系统防雷 (11)

4土建部分 (12)

4.1 变电站总体布置 (12)

4.2 建筑设计 (12)

4.3 结构设计 (13)

4.4 采暖通风 (14)

4.5 水工消防 (14)

1 总的部分 1.1 建设规模

变电站为110kV 、35kV 和10kV 三个电压等级, 标准设计方案建设规模见表1－1。

无功补偿配置根据无功管理及供用电原则和标准设计所给定的系统条件计算，具体工程应根据实际系统条件进行核算。

1.2 CSG-110B-3B33AWD 方案的特点和适用范围

（1）主要技术特点。CSG-110B-3B33AWD 方案主要技术特点参见表1－2。

（2）适用范围。本类型变电站为终端变电站, 主要适用于农村或城郊的供电。首期工程可根据当地负荷发展情况建设。

1.3 本方案与南网标准设计方案的差异

表1－5 本方案与南网标准设计方案的差异(土建部分)

1.4 本方案使用边界条件

（1）本方案设计范围包括变电站围墙内和0米以上作为完整变电站功能所具备的所有设备和设施。受外部条件影响的项目不列入设计范围，但预算按假定条件计列费用。

（2）本方案站内接地设计了水平均压网和部分垂直接地极，具体工程中应根据实际站址情况考虑降阻措施，以使接地电阻满足规程要求。

（3）本方案户外设备的外绝缘按III级防护等级选取，具体工程应根据实际情况进行核实。

（4）本方案电气设备的抗震烈度按8度考虑，具体工程应根据实际情况进行核实。

（5）本方案10kV接地方式为经消弧线圈接地，具体工程中，经核实后也可采用经小电阻接地。

（6）本方案10kV并联电容器按框架式选择，具体工程中，经核实后也可采用集合式。

（7）本方案按变低10kV

侧无电源接入考虑，当10kV侧有电厂接入系统时，主变中性点需加装放电间隙保护。

（8）设备选型在本方案设计中的具体参数仅为参考，具体工程根据具体情况核算调整。

（9）本方案还可用于单台主变容量小于50MVA，而其它设备选型和建设规模与本方案相同的方案。

应用于上述其它方案时，原方案的户内外布置尺寸均不需改动。

1.5 本方案主要技术指标

（1）围墙内占地面积: 0.4482 hm2；

（2）配电装置楼建筑面积: 1214.76 m2；

（3）总建筑面积: 1316.05 m2；

2 电气一次部分

2.1 电气主接线

（1）110kV接线。最终3回架空出线，3回主变进线，采用单母线接线。

（2） 35kV接线。最终9回电缆出线，3回主变进线，采用单母线分段接线。

（3）10kV接线。每台主变各配置12回出线，最终共36回出线，10kV接线采用单母线三分段四段接线。受短路容量限制, 10kV母线正常方式按分列运行考虑。

（4）中性点的接地方式。110kV系统为有效接地系统，主变压器110kV中性点采用隔离开关接地方式，变压器中性点接地方式可以选择不接地或直接接地，可满足系统不同的运行方式。。35kV 中性点的接地方式需根据实际工程单相接地电容电流确定，本方案每台主变35kV中性点分别接至避雷器，再经隔离开关引接至消弧线圈，以限制过电压水平。10kV中性点的接地方式需根据实际工程单相接地电容电流确定，本方案按设计每台主变10kV母线上各设置1台接地变压器，用于引接消弧线圈，以限制过电压水平，提高运行可靠性。380/220V站用电系统采用中性点直接接地方式。

2.2 主要设备和导体选择

注：1、10kV 站用变压器和接地变压器。站用变压器与接地变压器分开独立布置，其容量根据接地方式选择，选择干式设备，具体工程应按实际情况校验。

2、对10kV 中性点经消弧线圈或经电阻接地方式，具体工程应根据实际条件进行校验。

(2) 导体选择。

1）110kV 主母线工作电流按2000A 考虑。在具体工程应用中，可根据实际的母线穿越功率经计算后合理选择。

2）110kV 、10kV 、35kV 进线工作电流按1.05倍变压器额定容量计算选择，主变110kV 侧宜采用架空软导线LGJ-300型与电气设备相连，35kV 侧采用架空软导线NRLH58GJ-500/35与屋内35kV 设备连接。

10kV 侧采用铜质母线加护套与屋内10kV 设备连接。 具体工程的导线型号应根据实际情况核算选择

2.3 绝缘配合及过电压保护和接地

（1）避雷器的配置。为防止线路侵入的雷电波过电压, 110kV 架空出线、10kV 母线、主变压器110kV 侧中性点均安装氧化锌避雷器。主变压器110kV 中性点装设放电间隙和隔离开关，变压器中性点接地方式可以选择不接地或直接接地，满足系统不同的运行方式。

（2）电气设备的绝缘配合。

1）避雷器参数选择。110kV 和10kV 避雷器均选择无间隙氧化锌避雷器，避雷器的主要参数参见表2－3。

2）电气设备绝缘配合。

a. 110kV 电气设备绝缘配合。110kV 设备的绝缘水平由雷电冲击耐压确定，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 电气设备的绝缘水平及保护水平配合系数参见表2－4。

*其它电器设备中仅电流互感器承受截波耐压试验。

b. 35kV 电气设备和主变中性点的绝缘配合。35kV 电气设备和主变中性点的绝缘水平按DL/T 620-1997《交流配电装置的过电压和绝缘配合》选取。35kV 电气设备和主变中性点的绝缘水平参见表2－5。

c. 10kV 电气设备和主变中性点的绝缘配合。10kV 电气设备和主变中性点的绝缘水平按DL/T 620-1997《交流配电装置的过电压和绝缘配合》选取。10kV 电气设备和主变中性点的绝缘水平参见表13－7。

（3）外绝缘和绝缘子片数的选择。设备的外绝缘按III级防护等级选取，按最高运行电压选择设备的爬电距离和绝缘子的片数，110kV泄漏比距取25mm/kV, 35kV泄漏比距取31mm/kV(户外)、20mm/kV(户内)，10kV泄漏比距取31mm/kV(户外)、20mm/kV(户内)，单片绝缘子的爬电距离取450mm。

绝缘子玻璃绝缘子，耐张绝缘子串取2片零值，悬垂绝缘子串取1片零值,110kV耐张绝缘子串宜取9片, 110kV悬垂绝缘子串宜取8片,35kV绝缘子串宜取5片。

（4）直击雷保护。

在配电装置楼两后侧外角装设2根独立避雷针和在110kV配电装置构架设2根避雷针作为本站户外设备的防直击雷保护。

（5）接地本方案变电站接地方式以水平接地体为主，辅以垂直接地极的混合接地网，接地体的截面选择应充分考虑热稳定和腐蚀要求。变电站主接地网的接地电阻应满足DL/T621-1997《交流电气装置的接地》的要求。设备的接地应满足“反措”要求。站区面积有限，如接地电阻不能满足要求，则需要采取降阻措施。

变电站四周与人行道相邻处及综合配电楼各层楼板设置与主网相连接的均压带。

变电站内采取防静电接地及保护接地措施。

2.4 配电装置

主变：采用户外布置，各台主变之间满足防火要求；

110kV：户外常规设备布置，架空出线；

35kV：屋内成套开关柜单列布置；

10kV：屋内成套开关柜双列布置；

10kV：电容器组：屋外布置。

2.5 电气总平面布置

本方案变电站除35kV、10kV高压开关柜等布置在室内外, 主变压器、110kV配电装置和10kV 电容器组均屋外布置。110kV配电装置采用敞开式设备软母线中型单列屋外布置。主变压器布置于10kV配电装置楼和110kV配电装置中间，35kV开关柜单列布置于35kV配电室内，10kV开关柜双列布置于10kV配电室内，警传室、水池、泵房独立布置在站区进站侧。

本方案配电装置楼采用主体为两层的综合楼建筑形式，一层为10kV配电室、接地变室、蓄电池室、绝缘工具间、常用工具间，二层为电气二次设备室、通信室、资料室(备品间)，35kV配电室。

2.6 站用电及照明

站用电系统为单母线分段接线，设分段断路器，正常分列运行，由5面智能屏组成，采用380V 三相四线制零线接地系统。站用电容量为200kVA, 具体容量根据实际情况核定。为提高站用电可靠性，设两台干式变压器，分别接于10kV的两段母线上，每台站用变各带一段母线，重要负荷分别从两段母线双回供电。380V站用电备自投功能由智能站用电系统本身完成。

变电站照明分正常照明和应急照明，应急照明包括备用照明和疏散照明。控制室、通信室、配电装置室、蓄电池室、消防控制室、水泵房和建筑疏散通道应设置应急照明。应急照明应按二级负荷供电，其余负荷等级为三级。

变电站工作照明由站用电交流屏供电，备用照明由站内直流系统供电，由事故处理人员到达现场后人工开启。电源容量满足维持事故照明2h。全站配置一套备用照明切换装置，平时交流电源供电，可兼做正常照明，交流电源断电时自动切换到直流电源，并通过逆变器交流供电。备用照明切换装置与站用电系统结合统一组屏设计。

电气二次设备室、配电室、变压器附近分别安装动力配电箱或电源箱, 供给检修、试验和照明电源。

屋外照明采用防雨型高压钠灯或金属卤化物灯, 屋内工作照明采用荧光灯或节能灯, 事故照明采用荧光灯或节能灯。

2.7 电缆设施

电力电缆及控制电缆全部选用铜芯电缆。

户内采用电缆沟、活动地板及穿管等敷设方式, 户外采用电缆沟、穿管等敷设方式。电缆桥架采用铝合金材质，电缆托臂及立柱采用热镀锌型钢。

高压动力电缆、二次电缆应分沟敷设。

二次控制电缆采用阻燃B类铜芯铠装屏蔽电缆，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。

电缆防火阻燃措施按国标GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》中电缆防火和阻止延燃措施设计。

2.8 辅助设施及其它

有关继电保护、通信调试仪表及SF6气体检测、水份分析等设备根据具体工程情况安排。

3 电气二次接线

3.1 直流系统

根据《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004及《广东电网公司变电站直流电源系统技术规范》，本变电站采用110V直流电源系统，用于继电保护、变电站自动化系统、事故照明

等的供电，蓄电池容量的选择按事故放电2小时计算，本站选用二组300Ah，共104(或108)只阀控式铅酸密封蓄电池，构成无端电池直流系统。蓄电池组架安装布置在主楼通信楼专用直流蓄电池室内。全站设置两个专用蓄电池室。

直流系统采用两段母线接线，两段母线之间设联络开关，每段母线各带一套充电装置和一组蓄电池。充电装置采用高频开关电源，每个模块20A，按3+1配置。直流屏采用柜式结构：直流馈电屏2面和高频开关充电屏2面，布置在主楼通信楼继保控制室。直流母线采用阻燃绝缘铜母线，馈电屏的各馈线开关均选用小型自动空气断路器，短路跳闸发报警信号。直流馈电屏上装设微机绝缘在线监测及接地故障定位装置，自动监测各电缆直流绝缘情况，发出接地信号，指出接地电缆编号。直流系统还配有电池监测装置、系统监控单元，并能通过以太网口与站内变电站自动化系统通信，达到远方监控的目的。

若需设置降压硅链，降压硅链额定电流应满足所在回路最大持续负荷电流的要求，并应有承受冲击电流的短时过载和承受反向电压的能力，硅元件的额定电流宜为全站最大持续负荷电流1.2～1.5倍及以上，硅元件的额定反向电压应为直流电源系统的标称电压2倍及以上，以保证硅元件有足够的裕度。

直流系统采用混合型供电方式；变电站自动化系统站控层及网络设备采用辐射型供电方式，间隔层测控装置宜采用环形供电方式；110kV及主变部分保护所需直流电源采用辐射型供电，每一安装单位均直接从直流馈电屏获取电源；10kV部分采用保护、测控合二为一的装置，按每台变压器对应的低压侧母线，分别采用环形供电方式，且控制操作电源与保护电源必须分开。

3.2 交流不间断电源

由交流不间断电源系统供电的设备包括变电站自动化系统计算机及交换机设备，远动设备，火灾报警系统，调度数据网交换机及二次安全防护设备、五防工作站、门禁系统等不能中断供电电源的重要生产设备。变电站遥视系统主机可接入UPS 电源系统，遥视系统其它设备不宜接入交流不间断电源系统。

本方案根据《广东电网公司调度及变电站自动化系统用交流不间断电源系统技术规范》，交流不间断电源选用两套3kVA逆变电源，采用双机双母线带母联运行接线方式，也可采用双机主从串联互为备用运行接线方式。交流不间断电源系统不配单独的蓄电池，直流电源采用站内的直流系统。交流不间断电源系统组屏一面，集中布置于配电装置楼继保控制室。

3.3 交流电源供电分配方式

在继保控制室设一面继电保护试验电源屏。二次交流电源与站用电系统结合统一考虑，不设独立的交流配电屏。

二次屏柜所需交流电源不考虑双回路供电，一路交流电源可以分区供几面屏。

3.4 变电站自动化系统

3.4.1变电站自动化系统

变电站自动化系统按最终无人值班有人值守设计，采用全分布式网络结构，以间隔为单位，按对象进行设计。变电站自动化系统配置和技术要求应满足《广东电网110～220kV变电站自动化系统技术规范》的各项规定。

（1）系统结构

整个变电站自动化系统分为站控层和间隔层，网络按双网考虑，网络结构配置详见图纸“变电站自动化系统网络结构图”。站控层采用双以太网，连接主机/操作员站、远动工作站、保信子站、五防工作站和打印机等，置于配电装置楼继保控制室内。间隔层按间隔配置，实现就地监控功能，连接各间隔单元的智能I/O设备等，置于继保控制室。在站控层设置远动工作站，按双通道考虑，并根据需要配置调度数据网接入设备。

针对电气主接线方案，按本期规模变电站自动化系统共组屏13面，具体配置方案见下表：

表1-X变电站自动化系统设备配置表

（2）控制、操作及防误闭锁

1）本期监控范围

2主变压器本体2台

2110kV线路2回

2110kV所有断路器、隔离开关及接地刀闸235kV线路6回

235kV分段1回

235kV所有断路器

210kV补偿电容器4组

210kV/380V站用变2台

210kV接地变2台

210kV所有断路器

2380V断路器

2直流系统

2交流不间断电源

2图像监视及安全警卫系统

2公用设备（如火灾自动报警系统等）

2）控制方式

断路器控制分成以下四种情况：

2远方(集控站/调度中心)操作

2变电站自动化系统后台操作

2继保控制室（测控屏）操作

2就地（配电装置）操作

电动隔离开关控制分成以下三种情况：

2远方(集控站/调度中心)操作

2变电站自动化系统后台操作

2就地（配电装置）操作

3）操作

为使变电站自动化系统能安全可靠地运行，变电站自动化系统须具有相应的安全、保护措施。

2设置操作权限：依据操作员权限的大小，规定操作员对系统及各种业务活动的使用范围；

2操作的唯一性：在多种操作方式下，如确定一种操作方式，就必须闭锁其它操作方式；

2对运行人员的任何操作，计算机都将做命令合法性检查和闭锁条件检查；

2操作应按选点、校验、执行的步骤进行。

4）防误闭锁

变电站自动化系统五防功能按照与变电站自动化系统一体化配置，并应满足《广东电网110~220kV变电站自动化系统技术规范》要求。变电站五防子系统应由站控层防误和间隔层防误两层构成，站控层防误包括防误闭锁软件系统、电脑钥匙及锁具，间隔层防误是由测控装置的软件逻辑闭锁来完成。

现场布线式电气闭锁也作为整个变电站五防的组成部分，并应满足《广东电网防止电气误操作闭锁装置技术规范》要求，实现本间隔内电动隔离开关（接地开关）、断路器之间的电气闭锁，以及为完成线路倒闸操作所必需的母线接地开关与线路隔离开关之间跨间隔的电气闭锁。

现场布线式单元电气闭锁与变电站自动化系统五防子系统相互配合，共同完成刀闸闭锁，正常操作时，二者之间逻辑为“与”的关系。

（3）同期

同期点为全站110kV断路器，同期功能由变电站自动化系统各间隔的测控单元完成，站控层能对同期操作过程进行监测和控制。

不同断路器的同期指令间应相互闭锁，以满足一次只允许一个断路器同期合闸，同期功能应能进行状态自检和设定，同期成功与失败均应有信息输出，同期操作过程应有发令、参数计算、显示及确认等交互形式。操作过程及结果应予以记录。

同期还具有远方控制检无压/同期功能。

（4）信号系统

信号系统采用变电站自动化系统，事故及异常时发出音响报警，同时画面闪烁，并打印存盘。

（5）系统功能

1) 运行监视功能：主要包括变电站正常运行时的各种信息和事故状态下的自动报警，站内变电站自动化系统能对设备异常和事故进行分类，设定等级。当设备状态发生变化时推出相应画面。事故时，事故设备闪光直至运行人员确认，可方便地设置每个测点的越限值、极限值，越限时发出声光报警并推出相应画面。

2) 具有事故顺序记录和事故追忆功能：对断路器、隔离开关和继电保护动作发生次序进行排列，产生事故顺序报告。

3) 运行管理功能：可进行自诊断，在线统计和制表打印，按用户要求绘制各种图表，定时记录变电站运行的各种数据，采集电能量，按不同时段进行电能累加和统计，最后将其制表打印。记录设备的各种参数，检修维护情况，运行人员的各种操作记录，继电保护定值的管理，操作票的开列。

4) 无功/电压控制：通过控制主变压器低压侧电容器的自动投切及主变分接头来控制主变压器高、低压侧的电压和无功功率。

5) 远动功能：满足直采直送要求，收集全站测控装置、保护装置等设备的数据，将信息通过双通道（专线或网络通道）上传至调度中心/集控站，并支持接入调度数据网，能将调度中心/集控站下发的遥控、遥调命令向变电站间隔层设备转发。

远动工作站应双机配置，应能根据运行需求设置为双主机或热备用工作方式。双配置的调制解调器的工作电源应取自不同的直流母线段，调制解调器传送各级调度的通讯模块应独立配置，且宜支持热插拔。当远动装置采集不正常时，传送调度端的信息必须保留原数据并在品质标志位打上品质标志。

应提供两路不同路由通道至地调系统。调度数据网投运后提供一路网络通道、一路专线通道。不具备网络条件的，提供两路专线通道。

6) 具有良好的人机界面，可在线编辑各种画面和表格。

7) 具有系统自诊断功能。

8) 具有远方维护和远方诊断功能。

9) 具有非全相监视功能。

11) 变电站二次系统的网络安全防护按《广东电网电力二次系统安全防护实施规范》和《广东电网电力二次系统安全防护实施规范》的要求执行。

（6）参数采集

间隔层设备交流工频电量测量应采用交流采样方式，精度0.5级及以上。

电气额定值

2额定直流电压：110V DC

2额定交流电压：100V

2额定交流电流：1A

2额定频率：50Hz

2交流电源：220/380VAC

1）模拟量

2主变压器：各侧电流、电压、有功功率、无功功率、变压器线圈温度、变压器油温、有载调压开关档位、中性点电流

2站用变压器：高、低压侧电流、低压侧电压

2线路：电流、电压、有功功率、无功功率

2母线：电压、频率

2母联：电流、电压、有功功率、无功功率

2静态补偿装置：电流、无功功率

2直流系统：蓄电池正反向电流、蓄电池电压、充电机电流和电压、直流母线电压、直流系统正对地电压、直流系统负对地电压

2）开关量

2所有高压断路器位置（双位置）

2所有高压隔离开关、接地刀闸位置（双位置）

2380V断路器位置

2直流主回路开关位置

2主变压器调压开关位置

2保护动作总信号

2重合闸动作信号

2备自投动作信号

2变电站事故总信号

2就地/远方转换开关位置

2断路器操作机构异常信号

2控制回路断线信号

2保护报警信号

2保护装置故障信号

2本体设备异常信号

2自动装置异常信号

2直流系统异常信号

2火灾报警装置故障信号

2UPS装置故障信号

2GPS装置故障信号

3）计算机监控系统的技术参数应满足《广东电网110～220kV变电站自动化系统技术规范》（7）系统接口

变电站自动化系统应通过规约转换器接入直流系统、火灾报警系统、电能采集系统、图像监视及安全警卫系统、消弧线圈自动调节系统（或小电流接地选线装置）等。

3.4.2 GPS对时系统

本方案共设一套GPS时间同步系统，用于站内变电站自动化系统、各保护装置、故障录波及站内其它需对时的装置，其配置和技术要求应满足《广东电网变电站GPS时间同步系统技术规范》的各项规定。

采用两台标准同步时钟本体。当标准同步钟本体输出的时间同步信号不足时，时标信号扩展装置提供所需的扩充单元以满足不同使用场合的需要。时标信号扩展装置的时间信号输入应包括两路IRIG-B（DC）时码（RS-422）输入。时钟本体与时间同步信号扩展装置均在配电装置楼继保控制室集中组屏，10kV配电装置室内配置一面GPS对时扩展柜，用于10kV保护测控装置对时用，该柜内扩展装置与时钟本体采用光纤连接。时钟天线安装在配电装置楼楼顶。

3.4.3保信子站

保信子站采用嵌入式装置，双机配置，采用互为热备用工作方式，双机都能独立执行各项功能。当一台保信子站故障时，系统实现双机无缝自动切换，由另一台保信子站执行全部功能，并保证切换时数据不丢失、不误发、不重复发送，并同时向各级调度和操作员站发送切换报警信息。

保信子站的技术指标、功能及通信规约满足《中国南方电网继电保护故障信息系统通信与接口规范（2006年修订版）》、《广东电网110~220kV变电站自动化系统技术规范》的各项要求。

3.5 继电保护和安全自动装置

3.5.1主变压器保护

（1）主变压器微机保护按主、后分开配置，组屏1面。主保护与后备保护宜引自不同的电流互感器二次绕组。

（2）主保护应采用二次谐波制动原理比率差动保护。

（3）变压器应配置独立的非电量保护。非电量保护应包含重瓦斯保护、轻瓦斯保护、压力释放保护、温度保护、油位异常等。上述保护均应设有切换压板，可根据现场运行需要动作于跳闸或发信号。

非电量保护应有独立的电源回路，电气量保护停用时不应影响非电量保护的运行。

（4）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。

（5）高压侧配置复合电压闭锁过流保护，保护动作延时跳开变压器各侧断路器；中性点设置间隙的主变压器，配置中性点间隙电流保护、零序电压保护，保护动作延时跳开主变压器各侧断路器；配置零序电流保护，保护动作第一时限跳高压侧母联（分段）断路器，第二时限跳开主变压器各侧断路器。

（6）中、低压侧配置时限速断、复合电压闭锁过流保护。保护为二段式，第一段第一时限跳本侧分段，第二时限跳开本侧断路器；第二段第一时限跳分段断路器，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开主变压器各侧断路器。

（7）各侧均配置过负荷保护，保护动作于发信号。

3.5.2 110kV线路保护组一面屏，按保护配置不同列出以下三种组屏方案：

组屏方案一：

配置一套光纤电流差动保护，采用专用光纤通道；保护屏由主后保护、重合闸、三相操作箱、电压切换和打印机组成。

组屏方案二：

配置一套光纤纵联距离保护，采用专用光纤通道；保护屏由主后保护、光纤接口装置、重合闸、三相操作箱、电压切换和打印机组成。

组屏方案三：

配置一套微机距离保护。保护屏由主后保护、重合闸、三相操作箱、电压切换和打印机组成。

3.5.3 35kV线路保护

35kV线路装设时限电流速断、过流及接地保护，并具有按周减载功能，集中组屏安装于主控室。

3.5.4 35kV分段保护

35kV分段装设时限电流速断、过流保护，设自动投入装置，集中组屏安装于主控室。1035kV 分段设置备自投装置，组屏一面置于继保控制室。

3.5.5 10kV补偿电容器保护

补偿电容器装设时限电流速断、过流及接地保护、开口三角电压保护以及过电压、失电压保护。此外电容器还有自身的熔丝保护，下放布置于开关柜内。

3.5.6 10kV线路保护