第一篇：110kV變電站初步設計典型方案

二．A方案

2.4.1 發(fā)電機參數(shù)(一)工程建設規(guī)模

? a)主變壓器:終期2×31.5MVA,本期1×31.5MVA;? b)電壓等級:110/35/10kV三級;? c)出線回路數(shù): 1)110kV出線: 終期4回,本期2回;2)35kV出線: 終期8回,本期4回;3)10kV出線: 終期12回,本期6回;4)無功功率補償: 終期4×3Mvar,本期2×3Mvar；

（二）設計范圍

1)本典型設計范圍包括變電所內(nèi)下列部分:

a)電力變壓器及各級電壓配電裝置,所用電系

統(tǒng)設備,過電壓保護及接地裝置,直流操作電源系統(tǒng)設備;相應的繼電保護及自動裝置,就地測量及控制操作設備,自動化系統(tǒng)設備以及電纜設施等。

b)與電氣設備相關的建筑物、構筑物,給水排水設施,通風設施,消防設施,安全防范及環(huán)境保護措施。

2)系統(tǒng)通信設施、所外道路、所外上下水系統(tǒng)、場地平整和特殊基礎處理、大件設備運輸措施等不納入本典型設計范圍。其中由于通信設施需根據(jù)外部通信系統(tǒng)條件確定,本典型設計中僅留布置安裝條件,不作具體設計。

3)設計分界點

a)變電所與線路的分界點為:110kV、35kV配電裝置以架空進線耐張線夾(不含)為界。10kV配電裝置以開關柜內(nèi)電纜頭(不含)為界。

b)進所道路設計以變電所大門為界,大門外不屬本典型設計范圍。

（三）設計條件

2.4.1 發(fā)電機參數(shù)

1）所址自然條件

?

???????環(huán)境溫度:-10℃~40℃最熱月平均最高溫度: 35℃

設計風速: 30m/s 覆冰厚度: 5mm 海拔高度: <1000m 地震烈度: 6度

污穢等級: II級

設計所址高程: >頻率為2%洪水位

凡所址自然條件較以上條件惡劣時,工程設計應作調(diào)整。2）系統(tǒng)條件

按照系統(tǒng)的情況,設定110kV系統(tǒng)短路電流為25kA,要求10kV母線的短路電流不超過20kA

(四)主要技術經(jīng)濟指標

2.4.1 發(fā)電機參數(shù)

1）投資: ? 靜態(tài)投資: 1367.45 萬元,單位投資: 434 元/kVA;? 動態(tài)投資: 1398.96 萬元,單位投資: 444 元/kVA;2）占地面積

? 所區(qū)圍墻內(nèi)占地面積:7695.96m? 所區(qū)圍墻內(nèi)建筑面積: 560m?

2主控制樓面積: 422.5m2

(五)電氣主接線

變電所主接線110kV、35kV及10kV終期均為單母線分段接線,初期為單母線接線。詳見圖“W851A02-A02-001”。

(六)電氣設備布置

35kV 及110kV配電裝置采用戶外中型軟母線布置方式，35kV配電裝置與110kV配電裝置成垂直布置。

兩臺主變位于110kV配電裝置和10kV配電裝置室之間。10kV配電裝置采用戶內(nèi)成套高壓開關柜,單列布置,采用架空或電纜出線。

10kV電容補償裝置為戶外型，布置在10kV配電裝置室左側戶外空地上,本期布置二組。變電所縱向長度為108.7m，橫向寬度為70.8m，占地面積為7695.96m2。

電氣總平面布置詳見圖“W951A02-A02-002”。

(七)?÷òaéè±?????

1)35kV及 110kV配電裝置

35kV及110kV斷路器選用單斷口瓷柱SF6斷路器。

35kV及110kV隔離開關選用GW4型隔離開關,110kV隔離開關配電動操作機構。35kV隔離開關配手動操作機構。

110kV電流互感器選用油浸式電流互感器。

110kV電壓互感器選用電容式電壓互感器。

110kV避雷器選用氧化鋅避雷器。

2￡?10kV配電裝置

選用XGN2-12型固定式高壓開關柜,配真空斷路器, 真空斷路器配一體化彈簧操作機構,采用架空或電纜出線?￡?a??3yD3??ó°?ì,10kV電壓互感器選用抗鐵磁諧振三相電壓互感器,型號為JSXNGF-10?￡

3）無功補償裝置

無功補償容量及分組按就地補償,便于調(diào)節(jié)及不產(chǎn)生諧振的原則配置,本典型設計無功補償容量按主變?nèi)萘?0%左右考慮,本期工程裝設2組3000kvar無功補償裝置成套裝置。

4）35kV中性點消弧線圈

35kV電網(wǎng)中性點不接地系統(tǒng)單相接地電容電流按規(guī)程要求不超過10A,本典型設計對單相接地電容電流補償暫按選用智能型油浸式消弧線圈,容量為550kVA考慮,調(diào)節(jié)范圍為9擋,具體工程設置按系統(tǒng)情況而定。

(°?)?μí3?ìμ?±￡?¤oí°2è??è?¨????×°??

變電所根據(jù)《繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程》的要求，及廣西電網(wǎng)運行情況進行系統(tǒng)繼電保護和安全穩(wěn)定控制裝置的配置。

1)110kV???·±￡?¤

每回線應裝設反應相間短路和接地短路的保護。配置三段式相間距離、接地距離、零序電流方向保護，三相一次重合閘，帶電壓切換回路及斷路器操作回路。后備保護采用遠后備方式。組屏采用2回線路保護合用一面屏的方式。

2)110kV????±￡?¤

110kV2à3??ú??óD2??3???,?Y2?????×°éè????±￡?¤￡????ú4??110kV3???￡?μ￥????·????ó??￡?°′1?3ì1??¨×°éèò?ì×110kV????±￡?¤?￡

(九)系統(tǒng)通信

本變電所由所在網(wǎng)區(qū)地調(diào)調(diào)度管理，為滿足綜合自動化的要求，變電所應具有光纖或其他形式可靠的通信通道，并設一門郵電公網(wǎng)電話。由于各地區(qū)通信條件差異較大，在典型設計中難以統(tǒng)一，由相應工程設計時根據(jù)具體情況而定，本典型設計僅預留通信設備裝設位置，不作具體設計。

(ê?)微機監(jiān)控裝置

控制功能由微機監(jiān)控系統(tǒng)實現(xiàn),取消常規(guī)的控制屏和中央音響信號系統(tǒng),聲光報警由微機監(jiān)控系統(tǒng)實現(xiàn)。



微機監(jiān)控系統(tǒng)采用分層分布式,分為變電所層和現(xiàn)地設備層。現(xiàn)地設備層按所內(nèi)一次設備布置間隔來劃分配置。各間隔的監(jiān)控設備相對獨立,這些設備通過現(xiàn)地局域網(wǎng)實現(xiàn)數(shù)據(jù)鏈路的連接，可完成他們之間的信息傳送。

所內(nèi)局域網(wǎng)按單網(wǎng)考慮，通信介質(zhì)采用光纖，變電所層可采用總線型結構或星型結構；現(xiàn)地設備層宜采用總線型結構。

(十一)土建部分

地基和抗震

建(構)筑物按天然地基承載力特征值fa=150kPa設計,場地和地基條件簡單,地基基礎設計等級為丙級。初期基礎工程量未考慮有軟弱下臥層估算,具體工程應根據(jù)其地質(zhì)報告復核基礎設計,必要時應修改基礎設計或結合當?shù)亟?jīng)驗采用人工地基。

根據(jù)《建筑抗震設計規(guī)范(GB50011-2001)》廣西大部分地區(qū)抗震設防烈度為6度,設計基本地震加速度值為0.05g,本標準設計的建(構)筑物設防標準按一般變電所,即丙類建筑物設防,其地震作用和抗震措施均按6度抗震設防烈度設計。

三、B方案

(一)工程建設規(guī)模

? a)主變壓器:終期2×31.5MVA,本期1×31.5MVA;? b)電壓等級:110/35/10kV三級;? c)出線回路數(shù): 1)110kV出線: 終期2回,本期1回;2)35kV出線: 終期8回,本期4回;3)10kV出線: 終期12回,本期6回;4)無功功率補償: 終期4×3Mvar,本期2×3Mvar;

(一)工程建設規(guī)模

a)主變壓器:終期2×31.5MVA,本期1×31.5MVA;b)電壓等級:110/35/10kV三級;c)出線回路數(shù): 1)110kV出線: 終期2回,本期1回;2)35kV出線: 終期8回,本期4回;3)10kV出線: 終期12回,本期6回;4)無功功率補償: 終期4×3Mvar,本期2×3Mvar;(二)設計范圍及設計條件

設計范圍及設計條件與A方案相同。

(三)主要技術經(jīng)濟指標

1)投資: 方 案 一 方 案 二 靜態(tài)投資: 1194.5 萬元 1204.81 萬元 靜態(tài)單位投資: 379 元/kVA 382 元/kVA 動態(tài)投資: 1222.03 萬元 1232.57 萬元 靜態(tài)單位投資: 388 元/kVA 391 元/kVA

2)占地面積

方 案 一

方

案 二

所區(qū)圍墻內(nèi)占地面積:

5618.3m

25961.06m2 所區(qū)圍墻內(nèi)建筑面積:

454.3m2

454.3m2

主控制樓面積:

316.8m2

316.8m2

(五)電氣主接線

方案一

本方案變電所主接線110kV終期為內(nèi)橋接線, 初期為線路變壓器組接線;35kV及10kV終期均為單母線分段接線,初期為單母線接線。詳見圖“W851B02-A02-001”?？紤]在110kV側計費, 110kV出線安裝三相電壓互感器。

? 方案二 本方案變電所主接線110kV終期為單母線接線, 初期為線路變壓器組接線;35kV及10kV終期均為單母線分段接線,初期為單母線接線。詳見圖“W851B02-A02-002”。

(六)電氣設備布置

35kV 及110kV配電裝置采用戶外中型軟母線布置方式，35kV配電裝置與110kV配電裝置成垂直布置。

兩臺主變位于110kV配電裝置和10kV配電裝置室之間。10kV配電裝置采用戶內(nèi)成套高壓開關柜,單列布置,采用架空或電纜出線。

10kV電容補償裝置為戶外型，布置在10kV配電室左側主控制樓前戶外空地上,本期布置二組。

變電所電氣總平面布置詳見圖“W951B02-A02-003、004”；

方案一占地面積為5618.3m2, 方案二占地面積為5961.06m2。

配置、系統(tǒng)通信要求、基本與

(七)?÷òaéè±?????

主要設備選型、系統(tǒng)繼電保護和安全穩(wěn)定控制裝置的A方案相同。

第二篇：關于對220KV變電站初步設計的感受

關于對220KV變電站初步設計的論述

由于我國經(jīng)濟的高速發(fā)展，電網(wǎng)容量的增大，電壓等級的提高，綜合自動化水平的需求，使變電站的設計變得越來越復雜。除了常規(guī)變電站之外，還出現(xiàn)了微機變電站、綜合自動化變電站和無人值班變電站等。

隨著電力系統(tǒng)的發(fā)展和負荷的增長，電壓等級和綜合自動化水平也不斷提高，新技術、新電力設備不斷涌現(xiàn)，該地原有變電站設備陳舊，占地較大，自動化程度不高，為滿足地區(qū)經(jīng)濟的持續(xù)發(fā)展和人民生活的需要，電網(wǎng)正在進行大規(guī)模的改造，對地區(qū)變電站的設計提出了更高的要求。

目前變電站的設計思路是緊跟國內(nèi)外變電站綜合自動化技術的發(fā)展趨勢，根據(jù)最新的設計標準和規(guī)范，采用先進、成熟的技術，摒棄落后和即將淘汰的技術，確定科學的模式和結構，選擇質(zhì)量優(yōu)良和性能可靠的產(chǎn)品，因此，在學習借鑒國外先進技術的同時，結合我國的實際情況，全面系統(tǒng)地研究探討符合國情的變電站系統(tǒng)設計模式。

典型設計的主要原則：

變電站典型設計遵循的原則是:安全可靠、技術先進、投資合理、標準統(tǒng)一、運行高效。努力做到統(tǒng)一性與可靠性、先進性、經(jīng)濟性、適應性、靈活性、時效性和和諧性的協(xié)調(diào)統(tǒng)一。

統(tǒng)一性:建設標準統(tǒng)一，基建和生產(chǎn)運行的標準統(tǒng)一，外部形象風格要體現(xiàn)國家電網(wǎng)公司企業(yè)文化特征。

可靠性:主接線方案安全可靠，典型設計模塊組合后的方案仍能保證安全可靠。

經(jīng)濟性:按照企業(yè)利益最大化原則，綜合考慮工程初期投資和長期運行費用，追求設備壽命期內(nèi)最優(yōu)的企業(yè)經(jīng)濟效益。

先進性:設備選型先進、合理，占地而積小、注重環(huán)保，各項技術經(jīng)濟可比指標先進。適應性:綜合考慮不同地區(qū)的實際情況，要在國家電網(wǎng)公司系統(tǒng)中具有廣泛的適用性，并能在一定的時間內(nèi)，對不同規(guī)模、不同形式、不同外部條件均能適用。

靈活性:模塊劃分合理，接口靈活，組合方案多樣，規(guī)模增減方便;編制基本模塊和子模塊的概算，便于在實際工程中根據(jù)需要調(diào)整概算。

時效性:建立典型設計滾動修訂機制，隨著電網(wǎng)發(fā)展和技術進步不斷更新、補充和完善典型設計。

和諧性:變電站整體狀況與變電站周邊人文地理環(huán)境協(xié)調(diào)統(tǒng)一。

電氣主接線設計：

電氣主接線設計的合理性直接影響電力系統(tǒng)運行的可靠性、靈活性，對電氣設備的選擇、配電裝置、繼電保護、自動控制裝置和控制方式的確定都有決定性的關系。一般電氣主接線的 設計應當從以卜幾方面考慮:

(1)節(jié)省投資。電氣主接線應簡單清晰，以節(jié)省開關數(shù)量，降低投資成木;要適當采用限制短路電流的措施，以便選用性價比高的電氣設備;二次控制與保護方式不應過于復雜，以節(jié)約二次設備及電纜的投資。

(2)減少占地面積。主接線設計要為配電設備的布置創(chuàng)造節(jié)約上地的條件，盡可能使占地面積減少。同時注意節(jié)約搬遷費用、安裝費用和調(diào)試費用。對大容量變電站，在允許條件下，應采取一次設計，分期投資、建設，盡快發(fā)揮投資的經(jīng)濟效益。

(3)減小電能損耗。在發(fā)電廠或變電站中，正常運行時，電能損耗主要來自變壓器，應經(jīng)濟合理地選擇變壓器的型式、容量和臺數(shù)，盡量避免兩次變壓而增加電能損耗。電氣設備的選擇：

電氣設備的選擇是變電站設計的重要內(nèi)容之一，正確地選擇設備是使電氣主接線和配電裝置達到安全、經(jīng)濟的重要條件。在進行設備選擇時，應根據(jù)工程的實際情況，在保證安全、可靠的前提下適當采用新技術并注意節(jié)約投資選擇合適的電氣設備?；ジ衅鞯倪x擇：

互感器包括電壓互感器和電流互感器，是一次系統(tǒng)和二次系統(tǒng)間的聯(lián)絡元件，用于向測量儀表、繼電器的電壓線圈和電流線圈供電，正確反映電氣設備的運行狀態(tài)，各電壓等級均采 用電容式電壓互感器。

主變臺數(shù)的考慮原則及臺數(shù)的選擇

(1)對大城市的一次變，在中、低壓側構成環(huán)網(wǎng)情況卜，裝兩臺主變?yōu)橐恕?/p>

(2)對地區(qū)性孤立的一次變或大型的工業(yè)專用變電站，設計時應考慮裝三臺的可能性。

(3)對規(guī)劃只裝兩臺主變的變電站，其主變基礎宜大于變壓器容量的1~2級設計以便負荷增容時更換主變。

變壓器各側電壓的選擇

作為電源側，為保證向線路末端供電的電壓質(zhì)量，即保證 在10%電壓損耗的情況卜，線路末端的電壓應在額定值附近，電源側的主變電壓按10%額定電壓選擇，而降壓變壓器作為末端可按照額定電壓選擇。所以，對于220kV的變電站，考慮到要選擇節(jié)能新型變壓器,220kV側應該選220kV,110kV側選115k、10kV側選10.5kV。配電裝置和總平面布置設計

選擇配電裝置應考慮所在地區(qū)的地理情況及環(huán)境條件，因地制宜，節(jié)約上地并保證運行和檢修的要求，通過技術經(jīng)濟比較，35kV及以下配電裝置宜采用屋內(nèi)型。當采用管型母線的配電裝置時，管型母線選用單管或分裂結構，固定方式宜采用支撐式或懸掛式，當?shù)卣鹆叶葹閵櫠燃耙陨弦诉x用懸掛式。

220kV變電站典型設計推薦方案與實施方案：

220kV變電站典型設計分為兩個層而。第一為國家電網(wǎng)公司推薦方案;第二為在上述設計原則和推薦方案的指導下，通過推薦方案模塊拼接和結合各網(wǎng)省公司的特色方案形成的各自的實施方案。由于典型設計尚處于起步階段，為提高典型設計的適用性，各網(wǎng)省公司的實施方案較多，隨著時間的推移，典型設計推薦方案將不斷優(yōu)化充實，因此，網(wǎng)省公司的實施方案也將逐步減少。

90年代后期，220kV變電站設計方案普遍為220kV采用雙母線帶旁路母線，戶外管形母線中型配電裝置;110kV采用單(雙)母線分段帶旁路母線，戶外管形母線中型配電裝置;35 kV采用真空開關柜。此模式變電站占地而積一般在40畝左右。

2000年以后，隨著國內(nèi)設備制造能力的提高，尤其是開關設備合資生產(chǎn)廠的不斷出現(xiàn)，以及山東電網(wǎng)結構的逐漸加強，我院220kV變電站的設計在上述方案的基礎上逐步取消了高中電壓等級的旁路母線。2000年前后設計的220kV桓臺變電站，占地27畝。

2001年以后，山東電力集團公司對運行的220kV及以下電壓等級的變電站實施了無人值班改造，并對新建工程提出了按無人值班設計以達到減人增效的目的。同時，各市供電公司針對國產(chǎn)隔離開關運行問題較多的情況，普遍要求采用合資廠生產(chǎn)的隔離開關。此外，隨著各生產(chǎn)廠制造成本的降低，國產(chǎn)GIS設備價格有較大幅度下降，使得合資廠AIS方案與國產(chǎn)GIS方案綜合造價基本相當。在此情況下，我院經(jīng)過經(jīng)濟技術比較，提出了全GIS變電站設計方案，并在集團公司有關部門的指導和支持下不斷優(yōu)化，形成了近幾年相對固定的設計模式。

當前，我國建筑工程業(yè)仍在不斷發(fā)展，其市場前景較為良好。質(zhì)量監(jiān)督是保障建筑工程質(zhì)量安全性和實用性的重要保障，也是實現(xiàn)各個工程參與者經(jīng)濟效益最大化的重要途徑。只 有重視建筑工程中質(zhì)量監(jiān)督工作，通過完善質(zhì)量監(jiān)督機構的內(nèi)部管理、建立科學合理的監(jiān)督體系、增強質(zhì)量監(jiān)督的執(zhí)法力度、應用先進科學技術和設立質(zhì)量評優(yōu)機制，提升建設工程質(zhì)量，方可真正實現(xiàn)工程質(zhì)量監(jiān)督的價值。

第三篇：10 kV配電柜典型設備風險及防范措施

kV配電柜典型設備風險及防范措施

摘 要：針對10 kV配電柜（下面簡稱“配電柜”）的運行需求，結合其結構組成、運行和管理環(huán)境對其生命周期中的風險進行了分析，并提出了一些故障防范措施。通過對配電柜關鍵危害因素的控制，達到預防設備故障，提高運行過程中的安全穩(wěn)定性，并在發(fā)生故障時，能夠快速查找并修復的目的。最后提出了設備智能運行和管理的新方向。

關鍵詞：10 kV配電柜；生命周期；設備風險；防范措施

中圖分類號：TM642 文獻標識碼：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2015.03.077

現(xiàn)狀

隨著城市用地緊張，承包商成本、負荷的逐年遞增和人們安全用電需求等客觀因素的影響，10 kV配電線路設備的運行環(huán)境逐步由開放向封閉環(huán)境轉變。在設備生產(chǎn)環(huán)節(jié)，配電設備逐步向大容量、高分斷、小型化、精密化、拓展功能多樣化發(fā)展。在運行環(huán)節(jié)，配電設備的運行環(huán)境劣化，突發(fā)問題與安全可靠運行需求之間的矛盾日益突出。配電柜作為10 kV線路的重要組成部分，承擔著正常線路的投入、退出以及故障的排除等功能，對線路起著保護作用，目前也面臨著類似的處境，所以要綜合控制關鍵因素，加強對設備風險的分析，提高故障排查和防范能力。10 kV配電柜常見危害與風險 kV配電柜主要由柜體（包括柜體、母排、接地）、開關操作機構、二次線路和監(jiān)控機構三大部分構成。配電柜種類分為固定式和抽出式兩種。根據(jù)設備生命周期的定義，配電柜的生命周期主要經(jīng)歷設計、制造、運輸、安裝、運行、報廢六個階段。造成配電柜危害主要有設計安裝不當、絕緣損壞、操作機構失靈、安全凈距離不足、散熱不足、過負荷、二次線路損壞、雷擊或者過電壓、人為操作不當?shù)仍颉Ｒ韵戮驮O備本身、外環(huán)境造成的較為典型的幾類故障進行風險分析。

2.1 柜體結構風險

目前，配電柜柜體普遍由冷軋鋼板制成，厚度在1.5 mm以上。有效保障配電柜的強度，在柜體表面進行噴漆處理，有助于保護配電柜不被腐蝕。內(nèi)部利用導軌來安裝電氣元件，保證接線端子與金屬外殼之間有足夠的距離。安裝母排時，應用阻燃液等絕緣材料對其進行固定，以滿足耐火耐熱要求。在設計和制造階段，設計和制造商出于降低制造成本和節(jié)約空間考慮，柜內(nèi)空間往往偏小，限制了電氣元件安裝、運行的空間，安全凈距離小，所以柜體本身存在的故障風險相對較低，但也留下了較大的安全隱患。

2.2 操作機構和電氣元件風險

在配電柜中，各級真空斷路器是進出線的主開關，起著分合負荷的作用。一些小型的斷路器具有短路或保護其他用電器的作用，漏電斷路器可以對漏電設備進行保護，配電柜中的內(nèi)裝元件一般選用符合國家相關規(guī)定的元件，以盡量減少故障的發(fā)生。操作機構和電氣元件風險主要有：①在配電柜運行的初期階段，最容易發(fā)生故障的就是前后級保護特性協(xié)調(diào)環(huán)節(jié)。其次，在制造階段，配電柜大多是中置式，但在安裝以后，箱體處于密封狀態(tài)，散熱性不是很好。另外，如果安裝電氣元件時采用的是并排模式，那么就與正常情況下所要求的條件不符。②在運行階段，由于運行時間過長、操作頻繁等原因，操作機構失效、元件和絕緣老化（例如開關失靈、觸點松脫、開關等元件老化）往往是造成配電柜故障的主要原因。③在運行階段，由于積塵、潮濕、腐蝕等原因，也會造成故障。④避雷器、電纜頭等附件，由于制作質(zhì)量、施工質(zhì)量問題，造成故障的概率也非常大，所以操作機構和電氣元件存在的故障風險較高。

2.3 導體連接風險

一方面，配電柜內(nèi)部的一次和二次連接導體本身要有足夠的機械和電氣強度、絕緣性；另一方面，設置接地的導體對每一個回路中的保護接地線來說，都要連接到匯流排中，并做好相應的標志。斷路器的發(fā)熱與導體之間有著緊密聯(lián)系，由于配電柜中的封閉性較高，導致散熱性能不好，所以在工作過程中溫升就比較快，從而難以確保導體正常的工作環(huán)境。在運行階段，長期受高溫運行環(huán)境和電沖擊等因素的影響，容易造成絕緣損壞，最終造成故障，所以導體連接存在的故障風險也不容忽視。

2.4 外環(huán)境風險

對于配電柜，外環(huán)境存在著雷擊和操作過電壓（內(nèi)部過電壓）危害，操作過電壓一般是由電氣事故或者電氣誤操作所引起的，其中，操作過電壓可升高到正常相電壓的2～5倍，雷擊或其感應電壓可達上百萬伏，雖然有接地保護，但一旦配電柜中絕緣性能較差的部位遭受瞬間過電壓，也很容易造成故障。配電柜接地系統(tǒng)一般是固定的，很少出現(xiàn)損壞并引發(fā)故障。配電網(wǎng)系統(tǒng)中經(jīng)常會出現(xiàn)人為的電氣誤操作事故，所以預防電氣誤操作，需要系統(tǒng)性地規(guī)范配電柜的安裝設置、運行、操作管理。10 kV配電柜故障防范措施

3.1 提高10 kV配電柜絕緣性能

首先，配電柜必須進行電氣試驗，在竣工驗收合格后，才能正式投運。其次，有時候配電柜中所安裝的電氣元件與電網(wǎng)中需要的參數(shù)不相符，既不利于組合，還有可能降低絕緣性能，因此在各級開關的選用上，要注意其過流能力，防止過流跳閘或者長期工作燒毀。另外，對于絕緣體的設計，除了要滿足工作過程中應承受的強度要求之外，還需要承受得住工作過程中的電壓。

3.2 優(yōu)化運行環(huán)境

在設計階段，考慮到空間小、散熱不足等環(huán)境危害因素的影響，要在條件允許的情況下，優(yōu)先選用空間足夠大的配電柜。雖然柜體、元件都是耐火耐熱材料，但在長期高溫、高電壓的工作環(huán)境下，材料容易發(fā)生疲勞和老化，所以及時散熱非常重要，盡量優(yōu)先選用具備散熱功能的配電柜。在運行階段，由于積塵會影響設備散熱、造成絕緣層腐蝕，所以在線路停電檢修期間，要及時對配電柜進行除塵，使用酒精重點將母排、操作機構等部位擦拭干凈。

3.3 實施風險評估與利用工程改造

由于在配電網(wǎng)設備中，配電柜的造價、維護成本相對較高，更新?lián)Q代也相對較慢，所以目前配電網(wǎng)中不同廠家、不同類型的配電柜都有，質(zhì)量參差不齊，這是配電網(wǎng)安全運行的薄弱環(huán)節(jié)之一。在運行階段，除對舊配電柜每年開展常態(tài)設備狀態(tài)評價外，在高溫高負荷、保供電等特殊時期，有必要對其開展有針對性的風險評估工作，配套開展測溫、測負荷、局部放電測試等檢查工作。對于設備風險級別較高的，要采取適當?shù)呐R時措施，并制訂更換計劃。另外，定檢預試工作往往容易被忽略，根據(jù)規(guī)定，配電柜試驗周期為母線聯(lián)絡斷路器柜、主變低壓側斷路器柜、電容器組斷路器柜每3年1次，其余每6年1次。

3.4 完善防誤操作裝置

為防止電氣誤操作，現(xiàn)在所使用的配電柜中安裝了各種各樣的防誤裝置，防誤操作裝置的設置與管理要始終貫穿配電柜的整個生命周期。對規(guī)范防止電氣誤操作閉鎖裝置的現(xiàn)場運行管理，防誤操作裝置的管理措施包括：防誤裝置維護，防誤裝置驗收、投運和停運，防誤裝置臺賬及技術檔案，現(xiàn)場運行的巡視管理，正常操作解鎖、特殊情況下解除防誤閉鎖裝置的報告和許可。

3.5 實現(xiàn)設備與操作的規(guī)范化

配電柜作為配電網(wǎng)的重要組成部分，在設備設置、管理與操作上有著嚴格的要求。一方面，在設備的安裝、運行階段，要滿足安全、健康與環(huán)境的規(guī)范化要求，實現(xiàn)設備安裝位置、接線方式、標識、檔案資料、巡視、維護、消缺、改造的規(guī)范化；另一方面，在運行階段，電氣操作要嚴格遵守規(guī)章制度，完善防止誤操作的各項規(guī)章制，提高操作人員的敬業(yè)精神、技術能力和心理素質(zhì)。結束語

隨著智能配電網(wǎng)的建設，10 kV配電柜在制造材料、結構、功能、運行環(huán)境、管理水平方面日益得到完善，有效降低了配電柜設備風險，但預防設備故障和快速排查故障依然是降低配電柜故障損失的一種重要手段。

參考文獻

[1]劉理.關于配電房高低壓配電柜的優(yōu)化選擇[J].科技風，2011（19）：84-85.〔編輯：王霞〕

第四篇：變電站典型案例分析

典型案例分析

一起220kV線路保護異常跳閘的分析

一、事故簡述：

XXXX年XX月XX日500kV某變電站（以下簡稱甲站）至220kV某變電站（以下簡稱乙站）的一條環(huán)網(wǎng)運行的220kV線路，因乙站側TV斷線異常，在重負荷情況下引起TV斷線相過流保護動作，兩側斷路器三相跳閘。該220kV線路兩側保護配置為：

第一套保護包括：國電南自PSL602（允許式光纖縱聯(lián)保護、三段式距離、四段式零序保護、）+GXC-01（光纖信號收發(fā)裝置）；國電南自PSL631A（斷路器失靈保護）。

第二套保護包括：南瑞繼保RCS931（分相電流差動保護，具備遠跳功能、三段式距離、二段式零序保護）；南瑞繼保CZX-12R斷路器操作箱。

甲站側220kV該線路保護TA變比2500/1，乙站側220kV該線路保護TA變比1200/5，TV斷線相過流定值950A（一次值），線路全長9.14KM。931保護重合閘停用，使用602保護重合閘（單重方式）。

XX月XX日2時03分，甲站220kV線路斷路器三相跳閘，602保護裝置報文顯示：

XXXX年XX月XX日 02時03分14秒553毫秒 000000ms距離零序保護啟動 000000ms綜重電流啟動 000001ms縱聯(lián)保護啟動 000027ms 綜重溝通三跳

000038ms 故障類型和測距

CA相間接地 401.40Km 000039ms 測距阻抗值

136.529+j136.529 Ω RCS931保護裝置報文如下：

啟動絕對時間 XXXX年XX月XX日 02:03:14:560 動作相

ABC 動作相對時間 00001MS 動作元件

遠方起動跳閘 故障測距結果 0000.0kM 602保護裝置“保護動作”指示燈亮、保護出口。931保護裝置“TA、TB、TC”燈亮、保護出口。斷路器操作箱上第一組“TA、TB、TC”燈亮。錄波圖顯示斷路器跳閘前線路負荷電流約1040A、峰值約1470A。（見甲站側931保護故障錄波圖）

此次異常跳閘情況甲站側主要有幾個疑點是：

（一）為什么負荷電流情況下，甲站側保護就地判別條件成立，保護會遠跳出口？

（二）為什么602保護裝置有測距且不正確，而931保護裝置沒有測距？

（三）為什么602和931兩套保護都動作，而斷路器操作箱上只有一組跳閘燈亮。

（四）為什么602保護綜重溝通三跳出口？

二、事故原因分析 甲站220

kV線路931保護收到遠跳信號的原因為：乙站 220kV付母電壓回路，因TV端子箱內(nèi)電壓切換回路二次線腐蝕斷落，造成TV二次失壓，乙站602保護TV斷線相過流保護動作，后備三相跳閘。TV斷線失壓相過流保護定值整定950A，當時負荷電流約1040A、峰值約1470A，TV斷線相過流保護動作行為正確。

乙站保護三跳后啟動操作箱內(nèi)三跳繼電器TJQ，該繼電器一接點跳乙站線路斷路器；另一接點開入回602保護裝置，602保護裝置即通過GXC-01裝置向甲站側602保護裝置發(fā)允許跳閘信號；還有一接點開入931保護裝置，931裝置遠跳開入有信號后即向甲站側931保護裝置發(fā)遠跳令。

根據(jù)調(diào)度定值控制字設置要求，甲站側931保護裝置收到遠跳令后需進行就地判別。判據(jù)為：保護是否啟動，如果保護啟動同時有遠跳信號則出口跳閘。乙站側斷路器跳閘為負荷電流情況的TV斷線過流保護動作所致，系統(tǒng)無實際故障，正常情況下甲站側保護不應啟動，遠跳不會出口。

但根據(jù)甲站側保護錄波圖顯示，在三相負荷電流消失的瞬間有短時零序電流，有效值495A左右（峰值700A左右），線路電壓在三相電流消失后繼續(xù)存在25mS，說明此零序電流系乙站側斷路器跳閘不同期所致。

也就是說乙站側斷路器在TV斷線過流保護動作后，斷路器三相跳閘時存在非同期，造成短時間線路非全相運行，在負荷電流下使得甲站側保護裝置感受到了零流突變，而931保護電流變化量啟動定值為200A（一次值）、零序啟動電流定值200A，符合保護啟動條件，所以甲站側931保護遠方跳閘出口，跳開甲站側三相斷路器。

931保護裝置三跳動作同時通過本屏上“至重合閘”壓板向602保護發(fā)三跳啟動信號。602保護重合閘正常投單重方式，收到外部三跳啟動信號后即閉鎖重合，同時溝通本保護三跳回路，綜重直接發(fā)三相跳閘令即為“綜重溝通三跳”。甲站側雖然兩套保護都三跳出口，但錄波圖顯示931保護先于602保護動作27ms，故雖然兩套保護都動作，操作箱上只有931第一套保護出口時作用于第一組跳閘線圈的“TA、TB、TC”信號。602保護再動作時斷路器已基本跳開，故操作箱上第二組跳閘線圈無跳閘信號。

由于此次保護動作為非全相引起的零序啟動后的遠跳，931保護裝置因母線電壓沒有突變，距離保護未動作，故無測距。

又由于不同保護的軟件差異，602保護裝置顯示“距離零序保護啟動，故障類型CA相間接地”，根據(jù)故障分析，負荷線路B相斷線有CA相間接地故障性質(zhì)，可初步判斷B相為乙站斷路器不同期較前相。測距401.4kM反應的是C、A相負載阻抗測量值。由于此次602縱聯(lián)保護中距離正方向元件只啟動而未動作，所以602縱聯(lián)保護雖然在本側啟動前27ms就收到允許信號但本側正方向元件未動作，故602縱聯(lián)保護未出口。

通過上述分析，乙站側TV斷線過流動作只跳乙站側斷路器比較合適，遠跳原因為重負荷情況下乙站斷路器三相分閘不同期引起。

三、經(jīng)驗教訓和措施、建議

1）可考慮遠跳回路中就地判別適當增加延時，躲過開關分閘不同期所導致的保護誤啟動。

2）目前較多220kV線路保護中“分相電流差動保護的遠跳”和“光纖縱聯(lián)保護的其它保護允許發(fā)信”都由操作箱中的TJQ和TJR（永跳繼電器）繼電器接點并聯(lián)后啟動。建議改為只有TJR啟動，以減少斷路器在事故中不必要的多動或誤動，對事故的判別和處理都是有利的。3）應提高對分相斷路器的同期性要求。

附：

RCS931和PSL602保護裝置故障錄波圖，該繼電器一接點跳乙站線路斷路器；另一接點開入回602保護裝置，602保護裝置即通過GXC-01裝置向甲站側602保護裝置發(fā)允許跳閘信號；還有一接點開入931保護裝置，931裝置遠跳開入有信號后即向甲站側931保護裝置發(fā)遠跳令。

------------意思是不是繼電器有兩接點？（一接點跳乙站線路斷路器；另一接點開入回602保護裝置）

如果是的話：還有一接點開入931保護裝置，931裝置遠跳開入有信號后即向甲站側931保護裝置發(fā)遠跳令（這個“還有一接點”是不是指602保護裝置即通過GXC-01裝置向甲站側602保護裝置發(fā)允許跳閘信號以后，602另外開入931的接點呢？怎么接的那么多環(huán)節(jié)呀？我們站好像都沒有主保護發(fā)遠跳令呢，都是主保護判差流后動作本側而已。這個配置合理嗎？）

你們站都沒有主保護發(fā)遠跳令，都是主保護判差流后動作本側而已。這個配置合理

福建省超高壓輸變電局500kV福州變1號聯(lián)變的零序保護動作跳三側開關。2006年1月13日11時11分，500kV福州變1號聯(lián)變RCS-978保護的220kV側零序過流保護動作跳開1號聯(lián)變?nèi)齻乳_關。經(jīng)檢查一次設備正常，1號聯(lián)變于當日17時41分恢復運行。

經(jīng)檢查分析，主變跳閘時，繼保人員正在檢查1號聯(lián)變ABB保護過負荷繼電器告警缺陷，過負荷回路所在CT二次回路后級尚接有RCS-978保護的220kV側零序過流保護，試驗前將該CT進過負荷保護的電流回路（X211:30與X211:30A,X211:31與X211:31A,X211:32與X211:32A之間）短接，并將其經(jīng)過負荷回路的試驗連接片（X211:30A，X211:31A, X211:32A）斷開。試驗從A過負荷繼電器（RAVK3）背板加入試驗電流。因B相電流試驗聯(lián)片中間固定螺桿斷裂，連接片X211:31A外層聯(lián)片目測已斷開，但內(nèi)層沒有脫開，造成此端子上的B472與X211:31A上下端子間未完全隔離。試驗電流通過連接片內(nèi)層導通而引入到B472后級的RCS-978保護回路，造成#1聯(lián)變RCS-978保護的220kV側零序過流保護動作。

暴露問題：ABB保護屏內(nèi)電流端子中間連接片聯(lián)動固定螺桿存在機械故障隱患，聯(lián)接片設計不合理，未能形成明顯的開斷點。

安徽省合肥供電公司220kV東北郊變電站2號主變110kV側零序過流保護動作跳開主變?nèi)齻乳_關。

東北郊變運行方式：220kV1號主變空載運行，101開關熱備用；2號主變運行，102開關運行于110kV Ⅱ母線；100開關并列110kV雙母線運行，141、142、143、144、145、146運行110kVⅡ母線。

事故經(jīng)過：2006年10月12日17點50分，東北郊變220kV2號主變110KV側零序過流保護動作，跳開2號主變?nèi)齻乳_關，220kV2號主變保護盤 跳A 跳B 跳C燈均亮。檢查#2主變本體及三側開關無異常。因110kV系統(tǒng)環(huán)網(wǎng)運行，141、142、144、145線路所帶的110kV變電站備自投正確動作，35kV側僅帶站用變及電容器運行，143、146線路少送電量1.5萬千瓦時。18點10分，恢復東北郊變正常運行方式。

跳閘原因：10月12日下午，220kV東北郊變電站110kVⅡPT更換后，自動化所保護二班進行2號主變帶負荷測110kV側零序方向保護、復合電壓方向向量工作。由于2號主變110kV側零序過流保護未停用，且它與零序方向保護接于同一繞組，17時50分，保護二班在測零序方向向量，短接電流回路時，由于當時負荷電流較大(二次電流達到2.72A)，而零序過流保護定值為1.5A，2S，因此造成110kV側零序過流保護動作跳開三側開關。

暴露問題：

1、生產(chǎn)管理不規(guī)范，工作申請把關不嚴，自動化所在報2號主變帶負荷測向量工作前，未認真組織對工作內(nèi)容進行分析討論，不清楚2號主變110kV側零序過流保護與零序方向過流保護接于CT同一電流繞組。

2、現(xiàn)場工作前準備不充分，在工作前沒有對要檢驗的2號主變保護設備運行狀況及保護圖紙進行核對，危險點分析不認真，對測向量工作中引起設備安全運行的關鍵環(huán)節(jié)危險點，沒能分析到位并采取控制措施。

3、現(xiàn)場作業(yè)指導書不規(guī)范，作業(yè)指導書工作流程簡單，關鍵步驟沒有制定詳細的工作流程。

4、現(xiàn)場二次工作安全措施票執(zhí)行不嚴，安全措施未按操作步驟詳細填寫。

5、自動化所對員工的安全技能培訓不夠，近幾年保護人員流動性大，現(xiàn)場工作負責人上崗時間不長，現(xiàn)場工作經(jīng)驗缺乏。

福建省南平電業(yè)局測控裝置故障造成220kV九越變馬越線223開關跳閘

故障前運行方式：220kV馬越線223開關、1號主變22A開關接220kVⅠ段運行，水越Ⅰ線229開關接220kVⅡ段運行，220kV母聯(lián)22K開關運行。

事故經(jīng)過：2006年7月12日10時32分，九越變220kV馬越線223開關跳閘，保護未發(fā)任何信號，運行人員到保護小室和開關場地進行巡視檢查均未發(fā)現(xiàn)異常情況，10時45分匯報中調(diào)，于10時48分恢復九越變220kV馬越線223開關運行。因220kV系統(tǒng)環(huán)網(wǎng)運行未造成少送電。

故障原因檢查：11時繼電保護人員到現(xiàn)場檢查保護設備、測控設備、開關設備運行情況，13時打開220kV馬越線223開關測控裝置面板，聞到焦味，隨后向調(diào)度申請退出測控裝置進行檢查，發(fā)現(xiàn)220kV馬越線223開關測控裝置內(nèi)部開出板S3繼電器（跳閘出口）的印刷電路有燒焦痕跡，用手觸摸印刷電路板溫度較高，判斷為測控裝置內(nèi)部開出板在運行過程中溫度過高，造成S3繼電器損壞。同時對外回路進行檢查，發(fā)現(xiàn)S4繼電器（跳閘出口）背板接線端子6、8處因多股銅導線壓接工藝不良造成金屬絲短路。暴露問題：經(jīng)綜合分析確認本次220kV馬越線223開關跳閘的原因是測控裝置在運行過程中溫度過高，使得裝置內(nèi)部開郵板S3繼電器損壞造成接點接通，且測控裝置S4繼電器接點在背板接線端子6、8原已短接，造成跳閘回路連通，直接將開關跳閘。事后繼電保護班利用備用開出板更換已損壞的插件，并對其他背板端子進行全面檢查，未發(fā)現(xiàn)其他異常情況，測控裝置已正常運行。

花石線光纖縱差保護誤動

事故分析

事故經(jīng)過

2006年12月1日12時21分，因現(xiàn)場施工吊車誤碰青海330kV湟源變330kV I母C相致其故障，母差保護正確動作跳閘。與此同時，330kV花石線CSC-103A縱差保護發(fā)生區(qū)外故障誤動，線路C相開關跳閘，重合閘動作并且

重合成功。事故分析

經(jīng)查，保護誤動原因是因330kV花石線花園變側戶外端子箱內(nèi)3331開關LH與3330開關LH的N回路間短接線斷裂（見附圖1），3330開關LH的N回路與CSC－103A保護電流N回路脫離，造成電流回路缺陷，當花石線區(qū)外故障時，差流增大，引起光纖差動保護誤動作。

而導致“和電流”兩組LH二次N線間短接線斷裂的原因是設備安裝施工剝線時造成該線損傷，在長期的戶外運行條件下，損傷處經(jīng)長時間氧化和多次運行檢修檢查，造成連接面越來越小，最后導致短接線損傷處斷裂。I母發(fā)生故障時，對于線路保護來說是屬于區(qū)外故障，不考慮負荷電流，IC1和IC2大小相等，方向相反。流過線路保護的電流ILC=IC1+IC2，由于3330CT的N相短接線斷線，IC2=0，因此ILC=IC1，線路保護因此誤動。

結論

CSC-103A縱差保護屬區(qū)外故障誤動。不正確動作責任為運行部門繼電保

護運行維護不良。

整改措施

1、提高工程施工質(zhì)量，尤其應重視工程遺留問題的處理。

2、加強人員責任心，提高運行維護水平?；ㄊ€跳閘后，檢查發(fā)現(xiàn)花石線LH端子箱內(nèi)其“和電流”的兩組LH的N回路間短接線明顯已斷裂，但是在最近一次保護檢驗及年內(nèi)的春季和秋季安全大檢查中均未被發(fā)現(xiàn)，這就充

分說明了人員的責任心亟待加強。

3、改變在繼電保護驗收、定期檢驗中存在“重裝置、輕回路”的意識。不能把大部分時間花于檢查裝置的功能試驗上，而對繼電保護二次回路檢驗粗枝大葉，造成二次回路缺陷無法及時發(fā)現(xiàn)。

評分人數(shù)

渭北Ⅰ線路PSL-602A高頻保護誤動

1.經(jīng)過: 2007年8月19日9時9分，330千伏北蒲Ⅰ線故障跳閘。同時，北渭Ⅰ線渭南變側PSL-602A高頻保護動作，開關重合閘成功。

2.原因

經(jīng)檢查，誤動原因為北郊變側北渭Ⅰ線PSL-602A裝置軟件使用錯誤，應使用3/2接線方式的軟件，實際使用雙母接線方式的軟件。由于兩種軟件對開入量端子定義不同，在北蒲Ⅰ線故障開關跳閘后，該開關位置開入量被北渭Ⅰ線PSL-602A裝置錯誤地識別為“跳閘反饋”，使北郊側高頻保護誤停信，導致對側高頻保護誤動。

江蘇省常州供電公司因保護閉鎖原理設計性缺陷，500千伏武南站220千伏ＰＴ電壓失去，引起2號主變后備保護誤動，開關跳閘。

事故經(jīng)過：2006年3月1日11時39分，500千伏武南站因220千伏Ⅲ、Ⅳ段母線壓變控制直流消失，造成3號主變220千伏側后備距離保護動作，3號主變?nèi)齻?011開關、5012開關、4503開關、3530開關跳閘。經(jīng)回路分析和現(xiàn)場實物查勘，發(fā)現(xiàn)220千伏Ⅲ、Ⅳ段母線壓變直流控制回路熔斷器為螺旋式ＲＬ１－15（6Ａ），運行過程中氧化，引起接觸不良，使220千伏Ⅲ、Ⅳ段母線交流電壓各次級同時失去。3號主變220千伏側距離保護為ＡＢＢ公司的ＲＥＬ511（1．2版本）裝置，保護動作閉鎖原理存在設計性缺陷，當母線交流電壓均失去時，該裝置無法實現(xiàn)距離保護的可靠閉鎖，以致跳閘。12時07分，總調(diào)發(fā)令停用３號主變220千伏側距離保護，12時20分，總調(diào)發(fā)令３號主變送電，14時30分，總調(diào)發(fā)令啟用３號主變220千伏側距離保護。

暴露問題：ＡＢＢ公司３號主變ＲＥＬ511保護（1．2版本）220千伏側后備距離保護在正常電流下，母線交流電壓失去時，防誤功能缺損，無法實現(xiàn)距離保護的可靠閉鎖，會造成誤動作。

繼電保護動作的一個案例分析

本來打算把它放在繼電保護“典型案例分析”貼中，不過不能上傳壓縮文件，比較郁悶！

圖片也截不下來！唉！

XXXX年X月X日XX分，XXX變220kV甲線和乙線開關跳閘，乙線開關B相跳閘后重合成功，甲線開關三相跳閘不重合。故障前乙線的潮流為38.6萬千瓦，甲線線路為本側向對側充電狀態(tài)。甲線和乙線開關保護配置均為南瑞的RCS931和南自的PSL602數(shù)字式線路保護。當時，甲線開關保護的主保護和重合閘停用，其余保護投入運行，乙線開關保護均在投入狀態(tài)。故障發(fā)生后，保護信號統(tǒng)計如下：（1）甲線

保護裝置

動作信息

PSL602保護

接地距離Ⅰ段動作，B相故障保護三跳出口，故障測距8.61km PSL631A失靈保護

失靈重跳B相，失靈重跳三相 CZX操作箱

“TA”，“TB”，“TC”燈亮 GXC-01光纖信號傳輸裝置

無 RCS931保護

無

SCADA系統(tǒng)光字牌

PSL602裝置保護動作，PSL631A裝置失靈重跳，第一組出口跳閘，第二組出口跳閘（2）乙線

保護裝置

動作信息

PSL602保護

縱聯(lián)保護B跳出口，重合閘動作，B相跳閘重合成功，故障測距-290.54km, PSL631A失靈保護

失靈重跳B相 CZX操作箱

“TB”，“CH”燈亮

GXC-01光纖信號傳輸裝置

發(fā)信“KA”，收信“KA”燈亮 RCS931保護

無

SCADA系統(tǒng)光字牌

PSL602裝置保護動作，GXC-01裝置動作，PSL602重合閘動作，PSL631A裝置失靈重跳，第一組出口跳閘，第二組出口跳閘 所有故障錄波器啟動，所有220kV線路收發(fā)信機啟動?，F(xiàn)場一次設備檢查正常。

甲線：故障時，B相電壓由正常的57V下降為19V，A,C相電壓正常，3U0在B相電壓下降的同時產(chǎn)生，大小為33V，方向與B相電壓相反。B相電流由充電電流0.1A左右突變?yōu)?8A，一次故障電流約為24kA左右，A,C相電流沒有過大的變化。

乙線，正常負荷電流是1.5A左右，故障時，A相電壓為55.8V，B相電壓59V，C相電壓56V左右，3U0電壓10V、相角-141°，A相電流0.8A、相角174°, B相電流1.98A、相角6.5°，C相電流1.55A、相角-64°，3I0電流為2.45A、相角-60°，此時，3I0超前3U0為77°。

經(jīng)確認，甲線保護動作正確，為區(qū)內(nèi)B相接地故障，乙線區(qū)內(nèi)無故障，試分析乙線誤動作原因。

附件中包括波形圖以及乙線誤動原因分析，不看后悔哦！

第五篇：變電站典型設計情況介紹

本文由我愛繼保貢獻

pdf文檔可能在WAP端瀏覽體驗不佳。建議您優(yōu)先選擇TXT，或下載源文件到本機查看。

變電站典型設計情況介紹

江蘇省電力設計院 褚農(nóng)

摘要：本文介紹了 220（110）kV 變電站典型設計在江蘇省電力系統(tǒng)的推廣應用情況，并重 點介紹了國家電網(wǎng)公司 500（330）kV 變電站典型設計情況。1 概述 開展典型設計工作，是貫徹落實國家電網(wǎng)公司“一強三優(yōu)”戰(zhàn)略的一項工作，是統(tǒng)一公 司工程建設標準、規(guī)范管理的重要手段。國網(wǎng)公司典型設計從變電站入手，全面推行。計劃 2005 年上半年完成 500kV 及 330kV 變電 站的典型設計，下半年開始試行；年內(nèi)要完成 220kV 及 110kV 變電站的典型設計。并在公司 系統(tǒng)新建工程中全部推廣應用。江蘇省電力公司為了適應地方經(jīng)濟發(fā)展需要，并實現(xiàn)電網(wǎng)效益的最大化，從 2001 年開始開 展 220kV 及 110kV 變電站的典型設計，并著力于推廣應用工作。兩年多來的應用實踐證明，這一舉措是成功的。本文先就江蘇省推廣應用 220kV 及 110kV 變電站的典型設計的情況作簡要介紹，然后介紹國 網(wǎng)公司 500kV（330）kV 變電站典型設計的情況。2 江蘇省公司 220kV 及 110kV 變電站的典型設計 2.1 編制過程 220kV（110kV）變電站典型設計的編制工作分三個階段進行。第一階段：搜資調(diào)研，確定典設主要設計原則。我院在對江蘇變電站設計進行統(tǒng)計梳理的同時，還赴與江蘇經(jīng)濟同樣發(fā)達的省市學習調(diào) 研，取長補短；對一些爭議較大的技術問題進行專題調(diào)研分析。共完成調(diào)研報告和專題報告 8 篇，有《廣東地區(qū)搜資調(diào)查報告》、《上海地區(qū)搜資調(diào)查報告》、《取消旁路母線專題報 告》、《變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)與“五防”裝置設計專題報告》、《直流系統(tǒng)額定電壓選取 專題報告》、《PASS 及 COMPASS 調(diào)研報告》、《110kV 自冷和風冷變壓器選型》、《環(huán)保型 自動滅火系統(tǒng)調(diào)研報告》。通過搜資調(diào)研為典型設計提供真實可靠的依據(jù)。原則主要包括編制深度、應用范圍、規(guī)模區(qū)間、短路電流控制水平、設備水平以及運行管理 模式等?！兜湫驮O計主要設計原則（初稿）》完成后，省公司組織了公司本部有關部門、我 院典設組成員和 13 個地市供電公司總工程師以及生技、基建、調(diào)度部門負責人進行了座談，廣泛聽取意見、了解需求。第二階段：編制和審定典設的設計方案和技術條件書。根據(jù)第一階段確定的主要設計原則，我們編制了專題報告，進行了分析論證，提出了典 設方案的推薦意見及相應的技術條件書。技術條件書主要包括各電壓等級的電氣主接線形 式、配電裝置形式、出線回路數(shù)及引出方式、主變壓器形式、無功補償配置方式、監(jiān)控及保 護配置方式、所用交流及直流電源配置方式和主變壓器消防措施等。第三階段：編制完成變電站典型設計。根據(jù)確定的編制方案及技術條件書，對技術方案進行全面的論述和定量計算，選定主要 設備參數(shù)。各方案的初步設計文件包括設計說明書、設計圖紙、主要設備清冊及概算書等。省公司先后對典型設計的送審版和批準版進行評審，通過評審確定了今后新建變電站的接 線、配電裝置、監(jiān)控方案、控制樓面積及概算指標等主要原則和典設中的基本模塊。典型設 計的批準版由省公司總經(jīng)理作序出版，并印發(fā)執(zhí)行。2.2 變電站主要設計原則和方案 變電站典型設計總體設計原則為：（1）典型設計貫徹“安全、可靠、經(jīng)濟、適用”的設計原則。（2）考慮到江蘇在經(jīng)濟、技術等方面處于國內(nèi)領先位置，設計上將體現(xiàn)先進性，技術上 適度超前。（3）除遵循部標 SDJ2-88 《220kV~500kV 變電站設計規(guī)程》 DL/T 5103-1999、《35kV~110kV 無人值班變電所設計規(guī)程》及其它有關規(guī)程規(guī)范外，還應符合省電力公司編制的《江蘇省 35kV~220kV 變電站設計技術導則》等有關規(guī)定。根據(jù)江蘇地區(qū)的特點，變電站設計類型既可按照負荷密集程度進行劃分，也可按照變電站所在地 區(qū)劃分。為使典設各方案具有廣泛的代表性，我們針對本省特點，220kV 變電站提出 A（負荷密集 地區(qū)）、B（一般地區(qū)）、C（城市地區(qū)）三大類共計 8 個變電站設計方案、11 個建筑方案。110kV 變電站提出了 A（主變及高壓配電裝置戶外布置、中壓配電裝置戶內(nèi)布置）、B（主變戶外布置、配電裝置戶內(nèi)布置）、C（全戶內(nèi)布置）三大類共計 8 個方案。各方案組合及其主要技術條件見附 表 1～2。2.3 設計特點和應用情況 變電站典型設計適用于江蘇省大部分 220kV 和 110kV 變電站，并且作為變電站的設計規(guī)范，被納入省公司的企業(yè)標準。典設自 2002 年底執(zhí)行以來，在電網(wǎng)建設工作中發(fā)揮了較大效益，江蘇 省 2004 年投運的 27 個新建 220kV 變電站，2005 年和 2006 年即將投運的 73 個新建 220kV 變電站，均采用了典型設計。110kV 變電站典型設計應用范圍更為廣泛。(1）典型設計具有模塊化設計的特點，配電裝置、控制樓、概算等都具有一定的獨立性，對 不同規(guī)模的變電站的初步設計，可以根據(jù)工程建設規(guī)模，以典型設計作為修正模塊進行調(diào)整。（2）典型設計中的概算模塊比較全面、客觀，成為省公司編制上報項目建議書時的依據(jù)。（3）典型設計中無法統(tǒng)一的個性化的方面，如主變調(diào)相調(diào)壓計算、系統(tǒng)保護通信方案、短路 電流核算、地基處理、各級電壓出線方向以及總平面布置方案等仍需單獨設計。（4）典型設計的編制過程是統(tǒng)一標準和統(tǒng)一認知的過程。廣泛聽取設計、建設、生產(chǎn)及調(diào)度 各方面的意見的基礎上，領導參與指導和決策，有利于統(tǒng)一意見，把典型設計提升為企業(yè)標準。（5）典型設計提高了工作效率，保證了工作質(zhì)量。典型設計不是設計的參考，而是設計的標 準。因此，典型設計的推廣應用減少了專業(yè)協(xié)調(diào)的工作量，使設計專業(yè)之間的協(xié)調(diào)流暢，工作效 率大大提高。（6）典型設計的應用提高了初步設計審查效率。審查會上主要討論具體設計方案與典設方案 的不同之處。減少了大量重復的討論和無謂的扯皮。初設修改和批文下達時間也大大縮短，也為 設備招投標創(chuàng)造了良好條件。（7）以典設為基礎的初設方案，其工程造價與典設方案出入不大，更易于控制工程造價的總 投資，避免了工程造價出現(xiàn)大起大落的現(xiàn)象。（8）為使各設計院會用或愿意用典型設計，省公司組織多次典型設計宣貫活動，請典設編制 人員介紹設計原則、方案組合、適時條件和使用方法。（9）典型設計需要不斷優(yōu)化和完善。隨著我國經(jīng)濟體制改革的不斷深化，電力技術的不斷進 步，典型設計也應隨之進行滾動修改，進一步優(yōu)化。3 國家電網(wǎng)公司 500（330）kV 變電站典型設計的情況 3.1 任務的提出及工作過程 劉振亞總經(jīng)理在國家電網(wǎng)公司 2005 年工作報告中提出：推行電網(wǎng)標準化建設。各級電網(wǎng)工程 建設要統(tǒng)一技術標準，推廣應用典型優(yōu)化設計，節(jié)省投資，提高效益。鄭寶森副總經(jīng)理在國家電網(wǎng)公司 2005 年基建工作報告中提出：以典型設計為導向，促進技術 進步和提高集約化管理水平。2005 年 1 月 28 日由國網(wǎng)公司基建部提出典型設計工作大綱； 2 月 5 日由基建部和顧問集團公司共同完成典型設計招標文件； 2 月 6 日在北京招標文件發(fā)布，共邀請 13 家設計院參加投標； 2 月 28 日前各投標設計院完成典型設計標書，28 日在北京開標； 3 月 4 日完成評標及定標工作，4 日在北京召開中標發(fā)布會，共有 5 家設計院中標，分別是華 東電力設計院、江蘇省電力設計院、中南電力設計院、西北電力設計院、華北電力設計院。相繼成立了“國家電網(wǎng)公司 500（330）kV 變電站典型設計工作組”，組長單位為國家電網(wǎng) 公司基建部；副組長單位為中國電力工程顧問集團公司；成員單位有華東院、江蘇院、中南院、西北院、華北院。根據(jù)各院特點，工作組進行了設計分工： 華東院負責主設備為 GIS 方案的設計，并負責華東地區(qū) 500kV 變電站情況的調(diào)研工作； 江蘇院負責主設備為 HGIS 方案的設計，并負責南方電網(wǎng)公司 500kV 變電站情況的調(diào)研工作；

中南院負責主設備為瓷柱式方案的設計，并負責華中地區(qū) 500kV 變電站情況的調(diào)研工作； 華北院負責主設備為落地罐式方案的設計，并負責華北地區(qū) 500kV 變電站情況的調(diào)研工作； 西北院負責 330kV 變電站方案的設計，并負責西北地區(qū) 330kV 變電站情況的調(diào)研工作。面對典設工作面廣量大、情況復雜、時間緊，國網(wǎng)公司基建部很抓落實，及時組織召開了多 次設計協(xié)調(diào)會，基本上兩星期開一次協(xié)調(diào)會。3 月 4 日中標發(fā)布會上明確分工，布置任務。3 月 18 日于蘇州召開第一次協(xié)調(diào)會，會議就典型設計目的、原則、技術條件、工作進度、調(diào) 研分工等有關問題，一次、二次、土建、水工、暖通、技經(jīng)等專業(yè)的設計原則和深度要求進行了 認真的討論，并形成初步意見。4 月 5 日于北京召開第二次協(xié)調(diào)會，會議就對前階段典設工作進展情況、典設中間成果進行檢 查和評審，并對需解決的有關技術問題進行了討論，形成了一致性意見。緊接著 4 月 6 日于北京召開典設工作研討會，邀請電網(wǎng)公司策劃部、生產(chǎn)技術部、安全監(jiān)察部、建設運營部、國調(diào)中心、國網(wǎng)建設公司，各大區(qū)電網(wǎng)公司、各省電力公司、各大區(qū)電力設計院的 代表參加會議。會議聽取了典設中間成果的介紹，通過深入并熱烈地討論，達成共識，統(tǒng)一思想，避免了設計閉門造車，以便下階段典設工作的順利開展。4 月 20 日于武漢召開第三次協(xié)調(diào)會，會議對典型設計的工作進度，主控通信樓、大門和圍墻 的設計方案，模塊的拼接，典型設計送審稿的章節(jié)編制和格式，以及存在的問題進行了討論，并 形成結論意見。5 月 18 日～19 日于北京召開典設成果評審會，國家電網(wǎng)公司鄭寶森副總經(jīng)理、中國電力顧問 集團公司于剛副總經(jīng)理出席會議并分別作了重要講話。國網(wǎng)公司各部門，各網(wǎng)省公司，各設計院 代表對典型設計送審稿進行了認真負責的討論，充分發(fā)表了意見，使典型設計更貼近實際，更符 合生產(chǎn)運行的要求。典型設計分為 6 個階段： 編制方案組合及技術條件階段：根據(jù)目前實際情況，并適當考慮發(fā)展裕度，變電站典型設計 綜合考慮電壓等級、主變?nèi)萘?、無功補償、出線回路和方向、電氣主接線、短路電流、設備選型、配電裝置，控制及遠動、建筑面積等條件，提出設計方案和設計技術條件。搜資調(diào)研及專題研究階段：各設計院分頭開展搜資調(diào)研工作，編寫地區(qū)調(diào)研報告，對于分歧 意見較大的技術問題，進行重點調(diào)研，并寫出專題報告。典型設計編制階段：經(jīng)討論審定設計方案和技術條件后，各院開展變電站典型設計實質(zhì)性設 計編制階段，完成設計圖紙、說明書、設備清冊、概算書初稿；經(jīng)評審后進一步優(yōu)化和細化，編 制典型設計使用說明，完成典型設計成品（報批稿）。評審及修改階段：由國家電網(wǎng)公司組織生產(chǎn)、基建、設計單位的設計人員，對典型設計成品 進行評審。形成評審意見后各設計院進行設計修改，形成典型設計報批稿。批準頒發(fā)階段：典型設計報批稿提交國家電網(wǎng)公司，由公司領導寫序，作為企業(yè)標準出版發(fā) 行。推廣應用階段：（略）。3.2 開展 500（330）kV 變電站變電站典型設計的目的 輸變電工程典型設計是貫徹國家電網(wǎng)公司集約化管理的基礎，開展變電站典型設計工作的目 的是：統(tǒng)一建設標準，統(tǒng)一設備規(guī)范，減少設備型式，以便于集中規(guī)模招標，方便運行維護，降 低變電站建設和運營成本；采用模塊化設計，方便方案的拼接和擴展，加快設計、評審和批復進 度，提高工作效率。3.3 500（330）kV 變電站典型設計的主要原則 變電站典型設計的原則是：安全可靠、技術先進、投資合理、標準統(tǒng)一、運行高效。為此，在典型設計中，要注意處理和解決典型設計方案的先進性、經(jīng)濟性、適應性，靈活性和統(tǒng)一性及 其相互關系。先進性：典型設計方案，設備選型先進，合理，占地少、注重環(huán)保，變電站可比指標先進； 經(jīng)濟性：綜合考慮工程初期投資和長期運行費用，追求設備壽命期內(nèi)最優(yōu)的經(jīng)濟效益； 適應性：典型設計要綜合考慮各地區(qū)的實際情況，要在整個國家電網(wǎng)公司系統(tǒng)中具有廣泛的 適用性：并能在較長的時間內(nèi)，對不同規(guī)模，型式、外部條件均能適用； 靈活性：典型設計模塊間接口靈活，增減方便，組合型式多樣，概算調(diào)整方便；

可靠性：保證設備、各個模塊和模塊拼接后系統(tǒng)的安全可靠性； 統(tǒng)一性：建設標準統(tǒng)一，基建和生產(chǎn)運行的標準統(tǒng)一，外部形象風格統(tǒng)一。3.4 典型設計方案組合及主要內(nèi)容 3.4.1 總體方案設計 典型設計方案分 500kV 變電站和 330kV 變電站兩大部分。500kV 變電站典型設計按主設備不同分為 A（GIS 設備）、B（HGIS 設備）、C（敞開式設備）、D（落地罐式設備）4 類方案，各類方案又根據(jù)主變?nèi)萘亢妥罱K臺數(shù)的不同再分子方案。各方案組 合及主要技術條件詳見附表 3～附表 6。330kV 變電站典型設計按主設備不同分為 A（GIS 設備）、C（敞開式設備）、D（落地罐式設 備）3 類方案，各類方案又根據(jù)主變?nèi)萘亢妥罱K臺數(shù)的不同再分子方案。各方案組合及主要技術條 件詳見附表 7。3.4.2 電氣二次設計 變電站初期按有人值班設計，留有遠期實現(xiàn)無人值班的接口和功能配置。不含系統(tǒng)保護、調(diào)度自動化和系統(tǒng)通信專業(yè)的具體內(nèi)容。提出了監(jiān)控系統(tǒng)主要設計原則。包括監(jiān)控范圍、系統(tǒng)硬件設備配置原則，對系統(tǒng)軟件工作平臺、防誤操作閉鎖、GPS 對時、保護信息采集方式及通信規(guī)約等方面進行了重點論述，提出推薦方 案。提出了元件保護、直流系統(tǒng)及交流不停電電源的主要設計原則。提出了二次設備組屏原則，對監(jiān)控系統(tǒng)測控裝置、線路保護、主變壓器及高壓電抗器保護、故障錄波等主要二次設備的組屏提出推薦方案。根據(jù)工程規(guī)模進行主控室、計算機室、繼電器小室、直流電源室等的具體布置。3.4.3 土建部分設計 變電站大門、圍墻要能體現(xiàn)國網(wǎng)公司“內(nèi)質(zhì)外形”建設，樹立“國家電網(wǎng)”的品牌形象，設 計簡潔、明快、大方、實用，具備現(xiàn)代工業(yè)建筑氣息，建筑造型和立面色調(diào)與變電站整體狀況以 及所在區(qū)域周圍環(huán)境協(xié)調(diào)、統(tǒng)一。大門圍墻采用標志統(tǒng)一、風格統(tǒng)一、色彩統(tǒng)一，字體統(tǒng)一等要 求，變電站大門入口處一側統(tǒng)一設置“標志墻”。其上為球形標志，下有“國家電網(wǎng)”四字，右 側為“國家電網(wǎng)公司 500(330)kV XX 變電站”。變電站圍墻采用實體圍墻，高度統(tǒng)一采用 2.5m，另加遠紅外探測器。站區(qū)道路采用混凝土路面，統(tǒng)一采用公路（郊區(qū)）型設計。經(jīng)過設計優(yōu)化后，330kV GIS 方案占地面積 1.7ha，330kV 敞開式方案 3-3.5ha.；500kV GIS 方案占地面積 3.0～3.8ha，HGIS 方案占地面積 3.5～4.5ha；敞開式方案 5.8-7.3ha。統(tǒng)一了站區(qū)主要生產(chǎn)建筑和房間的設置，建設有主控通信樓、繼電器小室、站用電室等建筑 物。建筑面積，500kV 變電站控制在 1100～1300平米，330kV 變電站控制在 1000～1100平米。主控通信樓內(nèi)房間的設置統(tǒng)一為：生產(chǎn)用房設有主控室、計算機室、通信機房（當通信電源組屏 布置時，電源室和通信機房合并布置），輔助及附屬房間設有交接班室、值班休息室 2-3 間、辦 公室 2 間（含資料室）、會議室、備餐室、檢修工器具間等。主控通信樓采用框架結構。繼電器小室當布置在串中時，跨度采用 5.1m，采用室內(nèi)電纜溝敷 設電纜。繼電器小室采用磚混結構，加設鋼板網(wǎng)屏蔽，普通鋼門。所有構架、設備支架均推薦采用鋼管結構，熱鍍鋅防腐。變電站主要生產(chǎn)用房及辦公、值休等用房和保護小室需安裝空調(diào)機，其余生產(chǎn)用房采用軸流 風機機械通風，電纜層采用自然通風。主控通信樓采用小集中空調(diào)，繼電器小室采用分體空調(diào)。位于采暖區(qū)的變電站可采用分散供暖方式。主變壓器消防優(yōu)先考慮采用泡沫噴淋、排油充氮方式。繼電器室全集中布置時主控通信樓建筑體積不大于 5000 m3，不設室內(nèi)建筑水消防系統(tǒng)，但應設室 外建筑水消防系統(tǒng)。繼電器小室分散布置時，主控通信樓建筑面積控制在建筑體積不大于 3000 m3，全站不設室外 水消防系統(tǒng)，采用移動式化學滅火裝置。3.4.4 技經(jīng)部分 為使典型設計的各方案、模塊的投資在同一價格水平上，便于進行對比分析，在典型設計概 算編制時采用統(tǒng)一的取費標準、統(tǒng)一的定額、統(tǒng)一的設備材料價格和統(tǒng)一的其他費用標準。為適應實際工程和典型設計的各基本組合方案的投資水平對比分析的需要，對不在本次典型

設計范圍內(nèi)的有關工程費用進行了統(tǒng)一規(guī)定，包括水源、站外電源、站外通信、進站道路、地基 處理、站外排水、護坡?lián)鯄Φ龋ＷC了典型設計的各基本組合方案的概算投資的完整性。使用時需根據(jù)工程規(guī)模和實際情況選用基本組合方案或模塊方案參考造價進行分析、合理調(diào) 整。聯(lián)系方式：褚農(nóng)，教高，江蘇省電力設計院，025-85081300，chunong@jspdi.com.cn 附表 1: 方案 A1 主變

江蘇省 220kV 變電站典型設計主要工程技術條件

適用規(guī)模 220kV 出 線 6 回，110kV 出線 8 回，35kV 出線 10 回 接線 220kV、110kV 采 用雙母線接線，35kV 采用單母線 分段接線 配電裝置 220kV、110kV 配 電裝置采用軟母線 改進半高型，35kV 配電裝置采用戶內(nèi) 開關柜 布置格局 220kV 出 線 與 110kV 出 線 構 180o布置 220kV 出 線 與 110kV 出 線 構 90o布置 220kV 出 線 與 110kV 出 線 構 180o布置 220kV 出 線 與 110kV 出 線 構 90o布置 220kV 出 線 與 110kV 出 線 構 180o布置 220kV 出 線 與 110kV 出 線 構 90o布置 主變露天，建 筑物兩列式布 置 主變半戶內(nèi)，整體建筑式布 置 主變露天，建 筑物兩列式布 置 A2 本期 2 臺 120MVA 主變 遠景 3 臺 B1-1 B2-1 B1-2 本期 2 臺 180MVA 主變 遠景 3 臺

220kV 出 線 6 回，110kV 出線 8 回，35kV 出線 10 回

220kV、110kV 采 用雙母線接線，35kV 采用單母線 分段接線

220kV、110kV 配 電裝置采用管母線 中型，35kV 配電裝 置采用戶內(nèi)開關柜 B2-2 220kV 出 線 6 回，110kV 出線 8 回，10kV 出線 24 回 220kV 出線本期 2 回遠期 3 回，110kV 出 線 12 回，10kV 出線 24 回 220kV 出線本期 2 回遠期 3 回，110kV 出 線 8 回，10kV 出線 24 回

220kV、110kV 采 用雙母線接線，10kV 采用單母線 分段接線

220kV、110kV 配 電裝置采用管母線 中型，10kV 采用戶 內(nèi)開關柜 C1 C3 本期 2 臺 180MVA 主變 遠景 3 臺

220kV 采 用 單 元 接線，110kV 采用 雙母線接線，10kV 單母線分段 接線 220kV、110kV 采 用戶內(nèi) GIS，10kV 采用戶內(nèi)開關柜，全電纜出線 220kV、110kV 采 用戶內(nèi)裝配式配電 裝置，架空出線； 10kV 采用戶內(nèi)開 關柜電纜出線 C2 所有方案 直流系統(tǒng)：2 組 220V 閥控式密封鉛酸蓄電池，2 組充電裝置（高頻開關電源），配置 DC/DC 變換 器供-48V 系統(tǒng)通信電源，不設蓄電池室。交流所用：所用電系統(tǒng) 380/220V 中性點接地，采用三相四線制，單母線分段接線，兩臺所變分列 運行。繼電保護：220kV、110kV 線路、主變設微機保護，保護測控相對獨立；35kV 設微機保護（含低 周減載和接地檢測功能），保護測控合一，分散布置。自動裝置：電容器組投切；35kV 消弧線圈跟蹤補償。對時裝置：全所共用 1 臺 GPS。防誤操作：不專設微機五防裝置，由計算機監(jiān)控系統(tǒng)統(tǒng)一考慮。電能計量：主變中低壓側設關口表，其余按規(guī)程配置。電氣測量：利用監(jiān)控系統(tǒng)完成。信息采集：模擬量和開關量?？刂品绞剑哼h方調(diào)度，監(jiān)控系統(tǒng)，就地三級操作。通信方式：變電站接入地區(qū)光纖環(huán)網(wǎng)，通信容量及可靠性按照變電站無人值班要求設計。

附表 2: 方案 主變 遠景： 2× 50MVA 本期： 2× 50MVA 遠景： 2× 50MVA 本期： 2× 50MVA 江蘇 110kV 變電所典型設計主要工程技術條件

適用規(guī)模 110kV 進線 2 回，35kV 出線 4 回架 空，4 回電纜，10kV 出線 16 回電 纜 110kV 進線 4 回，35kV 出線 4 回架 空，回電纜，4 10kV 出線 16 回電纜 接線 110kV 采用線變 組接線 35kV、10kV 采用 單母線分段接線 配電裝置 布置格局 主變及 110kV 配 電裝置戶外布 置，35kV、10kV 配電裝置戶內(nèi) 布置 A1 110kV 采用單母 線分段接線 A2 35kV、10kV 采用 單母線分段接線 110kV 采用內(nèi)橋 110kV 配電裝置 主變及 110kV 配 遠景： 110kV 進線 3 回，采用戶外敞開式 電 裝 置 戶 外 布 或線變組接線 3× 50MVA A3 10kV 出線 36 回電 10kV 采用單母線 設備，10kV 采用 置，10kV 配電 本期： 纜 2× 50MVA 裝置戶內(nèi)布置 戶內(nèi)開關柜 分段接線 110kV 采用內(nèi)橋 遠景： 110kV 進線 2 回，接線 2× 50MVA B3 10kV 出線 24 回電 110kV 配電裝置 主變戶外布置，10kV 采用單母線 本期： 纜 采用戶內(nèi)敞開式 110kV 配電裝置 2× 50MVA 分段接線 設備，10kV 采用 及 10kV 配電裝 110kV 采用線變 遠景： 置戶內(nèi)布置 戶內(nèi)開關柜 110kV 進線 3 回，組接線 3× 50MVA B4 10kV 出線 36 回電 10kV 采用單母線 本期： 纜 2× 50MVA 分段接線 遠 景 ： 2× 110kV 進線 2 回，110kV 采用內(nèi)橋 接線 50MVA 10kV 出線 24 回電 C2 10kV 采用單母線 本 期 ： 2× 纜 50MVA 分段接線 110kV 采用戶內(nèi) 110kV 采用雙內(nèi) 遠景： GIS，10kV 采用 橋或雙外僑接線 全戶內(nèi) 3× 50MVA 戶內(nèi)開關柜，全 C3 本期： 110kV 進線 3 回，10kV 采用單母線 電纜出線 2× 50MVA 10kV 出線 36 回電 分段接線 纜 110kV 采用線變 遠景： 組接線 3× 50MVA C4 10kV 采用單母線 本期： 2× 50MVA 分段接線 所有方案 直流系統(tǒng)：2 組 220V 閥控式密封鉛酸蓄電池，2 組充電裝置（高頻開關電源），設蓄電池室。交流所用：電系統(tǒng) 380/220V 中性點接地，采用三相四線制，單母線分段接線，兩臺所變分列運行。繼電保護：220kV、110kV 線路、主變設微機保護，保護測控相對獨立；35/10kV 設微機保護，保護 測控合一，分散布置。自動裝置：電容器組投切；35/10kV 消弧線圈跟蹤補償；35/10kV 接地檢測。對時裝置：全所共用 1 臺 GPS。防誤操作：閉鎖不專設微機五防裝置，由計算機監(jiān)控系統(tǒng)統(tǒng)一考慮。電能考核：計量主變中低壓側設關口表，其余按規(guī)程配置。就地電氣：測量利用監(jiān)控系統(tǒng)完成電氣測量。信息采集：類型模擬量和開關量?？刂撇僮鳎悍绞竭h方調(diào)度，監(jiān)控系統(tǒng)，就地三級操作。通信方式：變電所接入地區(qū)的光纖環(huán)網(wǎng)，光纖網(wǎng)絡與繼電保護統(tǒng)一考慮，通信容量及可靠性按照變 電所無人值班要求設計。

110kV 配電裝置 采用戶外敞開式 設備，35kV、10kV 采用戶內(nèi)開關柜

附表 3: 序 號 項目 名稱

500kV 變電站（GIS）典型設計主要技術條件

方案編號 A-1-1 A-1-2 4 臺主變 本期 1 組 1000MVA，最終 4 組 1000MVA，單相自耦，無載調(diào)壓。本期 1 組 750MVA，最終 4 組 750MVA，單 相 自 耦，無載 調(diào)壓。本期 1 組 750MVA，最終 4 組 750MVA，本期 1 組 最終 3 組 A-1-3 A-2-1 A-2-2 3 臺主變 本期 1 組 最終 3 組 本期 1 組 750MVA，最終 3 組 750MVA，A-2-3 1000MVA，750MVA，1000MVA，750MVA，1 主變壓器

三相自耦，單相自耦，單相自耦，三相自耦，無載調(diào)壓。無載調(diào)壓。無載調(diào)壓。無載調(diào)壓。500kV 并聯(lián)電抗器： 本期 1 組 150Mvar，最終 2 組，為線路高抗，均裝中性點小 電抗，不考慮母線高抗。最終 6 組；35kV 并聯(lián)電容器：本期 2 組 60Mvar，最終 6 組。2 臺主變進串，第 3 臺主變經(jīng)單斷路器 接二段母線；本期設 9 臺斷路器（1 臺 遠景設備本期上），串內(nèi) GIS 設備。500kV 高抗經(jīng)隔離開關接入線路。220kV 雙母線雙分段接線，本期雙母線 接線，GIS 設備。35kV 單母線接線，不設總斷路器。500kV 本期 4 回，最終 8 回架空，一個 220kV 本期 8 回，最終 14 回架空出線（一個或兩個方向出線），2 回電纜出 線。

500kV 并 聯(lián) 電 抗 器 ： 本 期 1 組 150Mvar，最終 2 組，為線路高抗，均 無功補償 2 裝置 裝中性點小電抗，不考慮母線高抗。最終 8 組；35kV 并聯(lián)電容器：本期 2 組 60Mvar，最終 8 組。對 4 臺主變，主變均進串；對 3 臺主 變，2 臺主變進串，1 臺主變經(jīng)斷路器 電氣主接 4 線 接 2 段母線。本期設 8 臺斷路器。500kV 高抗經(jīng)隔離開關接入線路。220kV 雙母線雙分段接線，本期雙母 線接線。35kV 單母線接線，不設總斷路器。500kV 本期 4 回，最終 8 回架空，一 出線回路 3 數(shù)和出線 方向 5 6 7 8 9 10 短路電流 主要設備 選型 配電裝置 保護及 自動化 建筑面積 站址基本 條件 最終 16 回架空出線，一個或兩個方向 出線（3 臺主變方案其中 2 回電纜出線）。單相/三相自耦變壓器； 500kV、220kV 采用戶外 GIS；

35kV 并聯(lián)電抗器：本期 2 組 60Mvar，35kV 并聯(lián)電抗器：本期 2 組 60Mvar，500kV 一個半斷路器接線，遠景 6 串，500kV 一個半斷路器接線，遠景 6 串；

個或兩個方向出線；220kV 本期 8 回，或兩個方向出線； 500、220、35kV 短路電流水平分別為：63（50）、50、40kA 35kV 采用戶外 AIS，斷路器采用柱式，電容器采用組裝式，電抗器采用干式。500kV、220kV 戶外 GIS。計算機監(jiān)控系統(tǒng)，不設常規(guī)控制屏，監(jiān)控和遠動統(tǒng)一考慮，可滿足無人值班要 求，保護集中布置。全站總建筑面積 2000m2以內(nèi)，非采暖區(qū)。主變采用水噴霧消防系統(tǒng)。海拔高度<1000m，地震動峰加速度 0.1g，風荷載 30m/s，地耐力 R=150kPa，地 下水無影響，非采暖區(qū)，場地同一標高，污穢等級 III 級。

附表 4 序 號 1 500kV 變電站（HGIS）典型設計主要技術條件

方案編號 項目名稱 B-1 主變壓器 主變電氣 接線 遠景串數(shù) 本期 1 組、最終 4 B-2 本期 1 組、最終 4 B-3 本期 1 組、最終 3 組 750MVA 主變。第三臺主變經(jīng)斷路器接 母線 5 垂直 2個 不設平行

組 1000MVA 主變。組 750MVA 主變。主變?nèi)窟M串 6平行 1個 不設 垂直 主變?nèi)窟M串 6 垂直 2個 設置 垂直 2 500kV 母線與主 變梁 主要出線 方向 總斷路器 3 35kV 母線與主 變梁

項目 無功 4 補償

相同的主要工程技術條件 500kV 并聯(lián)電抗器：本期 1 組 150Mvar，最終 2 組，經(jīng)隔離開關接入線路，均裝 設中性點電抗，不考慮母線高抗；35kV 電容器、并聯(lián)電抗器按每臺主變各配置 2 組 60Mvar 設計。500kV：本期 4 回，最終 8 回；220kV：本期 8 回，最終 16 回，1 個主要出線方 向。500kV 一個半斷路器接線，本期設 1 個不完整串和 2 個完整串共 8 臺斷路器； 220kV 雙母線雙分段接線，本期雙母線接線；35kV 單母線單元制接線。500kV 部分 63 或 50kA，220kV 部分 50kA，35kV 部分 40kA。單相自耦變壓器；500kV 采用戶外 HGIS，220kV 采用戶外 GIS，35kV 采用戶外 AIS，斷路器采用柱式，35kV 并抗采用干式或油式，電容器采用組裝式，站變采 用油浸式。500kV 戶外懸吊管母線中型布置，高架橫穿進出線，間隔寬度 28m；220kV 間隔 寬度 13m；35kV 采用支持管母線中型布置。計算機監(jiān)控系統(tǒng)，不設常規(guī)控制屏，監(jiān)控和遠動統(tǒng)一考慮，可以滿足無人值班要 求；保護就地布置。全站總建筑面積 1400m2以內(nèi)，主控通信樓建筑面積 650—750 m2；主變消防采用 SP泡沫噴淋滅火或排油充氮方式。5 出線 電氣主 6 接線 短路 7 電流 主要 8 設備 配電 9 裝置 保護 10 自動化 土建 11 站址 12 條件

按地震動峰值加速度 0.10g，風荷載 30m/s，地耐力 R=150kPa，地下水無影響，非采暖區(qū)設計，假設場地為同一標高。按海拔 1000 米以下，國標Ⅲ級污穢區(qū)設 計

附表 5 序 號 1 項目名稱

500kV 變電站（瓷柱式）典型設計主要技術條件表 500kV 變電站(瓷柱式斷路器)典型設計工程技術條件

主變壓器 本期 1 組 750MVA，最終 2/3/4 組 750MVA 500kV 并聯(lián)電抗器，本期 1 組 150Mvar，最終 2 組，為線路高抗，均裝設中性點小 抗，不考慮母線高抗。2 無功補償 3 組和 4 組主變方案，每組主變壓器 35kV 側無功配置：2 組 60Mvar 并聯(lián)電感器，裝 置 2 組 60Mvar 并聯(lián)電容器。2 組主變方案，每組主變方案 35kV 側無功配置：3 組 60Mvar 并聯(lián)電感器，3 組 60Mvar 并聯(lián)電容器。本期 35kV 側無功配置：2 組 60Mvar 并聯(lián)電抗器，2 組 60Mvar 并聯(lián)電容器。出線回路 500kV 本期 4 回，最終 10 回，兩個方向出線。數(shù)和出線 220kV 本期 6 回，最終 16 回(3 組或 4 組主變)或 12 回(2 組主變)，一個方向出線或 方向 兩個方向出線。500kV 一個半斷路器接線，遠期 6 串，2 組主變進串，后 2 組或 1 組主變經(jīng)斷路器 接母線。本期設 8 組斷路器。500kV 高壓電抗器均為經(jīng)隔離開關接入線路。3 4 電氣主接 線 220kV 雙母線雙分段接線或雙母線單分段，本期雙母線接線。35kV 單母線接線，不裝設總斷路器。5 6 短路電流 500、220、35kV 短路電流水平分別為 63(50)、50、40kA 主要設備 單相自耦變壓器。500kV、220kV、35kV 采用戶外瓷柱式斷路器。選型 35kV 電容器采用組裝式、電抗器采用干式。500kV 屋外懸吊管母線中型布置，主變高架橫穿和低架橫穿進串。7 配電裝置 220kV 屋外支持管母線中型布置(3 組或 4 組主變)或懸吊母線中型布置(2 組主變)。35kV 支持管母線中型布置。保護及 計算機監(jiān)控系統(tǒng)，不設常規(guī)控制屏，監(jiān)控和遠動統(tǒng)一考慮，可以滿足無人值班要 自動化 求。保護就地布置。土 站 建 全站總建筑面積 1400m2以內(nèi)，主控通信樓建筑面積 650-750m2(小于 3000m3)，非 采暖區(qū)。主變消防采用水噴霧消防系統(tǒng)。8 9 10 址 海拔 1000m 以下，地震動峰值加速度 0.10g，設計風速 30m/s，地耐力 R=150kPa，基本條件 地下水無影響，假設場地為同一標高。國標 III 級污穢區(qū)。附表 6 序號 1 500kV 變電站（落地罐式）典型設計主要技術條件表

項目名稱 500kV 變電站工程技術條件 本期 1 組 750MVA，最終 2/3/4 組 1000MVA（750MVA）500kV 并聯(lián)電抗器，本期 1 組 150Mvar，最終 2 組，為線路高抗，裝設中性點 小電抗，不考慮母線高抗。

主變壓器

無 功 補 償 裝 3 臺和 4 臺主變方案，每臺主變壓器 66kV 側無功配置：2 組 60Mvar 并聯(lián)電抗 2 置 器，2 組 60Mvar 并聯(lián)電容器。2 臺主變方案，每臺主變方案 66V 側無功配置： 3 組 60Mvar 并聯(lián)電抗器，3 組 60Mvar 并聯(lián)電容器。本期 66kV 側無功配置：2 組 60Mvar 并聯(lián)電抗器，2 組 60Mvar 并聯(lián)電容器。出線回路數(shù) 3 和出線方向 500kV 本期 4 回，最終 10 回，兩個方向出線。220kV 本期 6 回，最終 16 回（3 臺或 4 臺主變）或 12 回（2 臺主變），一個方 向出線。500kV 一個半斷路器接線，遠期 6 串，2 臺主變進串，后 2 臺或 1 臺主變經(jīng)斷 4 電氣主接線 路器接母線。本期設 8 臺斷路器。500kV 高壓電抗器均為經(jīng)隔離開關接入線路。220kV 雙母線雙分段接線或雙母線單分段，本期雙母線接線。66kV 單母線接線，裝設總斷路器。5 6 短路電流 500、220、66kV 短路電流水平分別為 63(50)、50、31.5kA 主 要 設 備 選 單相自耦變壓器 型 500kV、220kV 采用戶外罐式斷路器，66kV 采用戶外柱式斷路器。500kV 屋外懸吊管母線中型布置，主變高架橫穿和低架橫穿進串。7 配電裝置 220kV 屋外懸吊管母線中型布置。66kV 支持管母線中型布置。保 護 及 自 動 計算機監(jiān)控系統(tǒng)，不設常規(guī)控制屏，監(jiān)控和遠動統(tǒng)一考慮，可以滿足無人值班 8 化 土建 要求。保護就地布置。

全站總建筑面積 1500m2以內(nèi)，主控通信樓建筑面積 650-750m（小于 3000 m3），9 采暖區(qū)。主變消防采用SP泡沫噴淋滅火。站 址 基 本 條 海拔 1000 米以下，地震動峰值加速度 0.10g，設計風速 30m/s，地耐力 R=150kPa，10 件

地下水無影響，假設場地為同一標高。國標 III 級污穢區(qū)。

附表 7 序 項目名稱 號 1 主變壓器

330kV 變電站典型設計主要技術條件表

330kV 變電站工程技術條件 本期 1 臺 240MVA（360MVA），最終 2/3 臺 240MVA（360MVA）。330kV 并聯(lián)電抗器，本期 1 組 90Mvar，最終 2 組，GIS 方案最終為 1 組，均

無功補償裝置

為線路高抗，并裝設中性點小抗，不考慮母線高抗。35kV 側無功按主變配置：1 組 30Mvar 并聯(lián)電抗器，3 組 20Mvar 并聯(lián)電容器。本期 35kV 側無功配置：1 組 30Mvar 并聯(lián)電抗器，3 組 20Mvar 并聯(lián)電容器。

出 線 回 路 數(shù) 和 330kV 本期 4 回，最終 6 回，兩個方向出線。3 出線方向 110kV 本期 6 回，最終 14 回，一個方向出線或兩個方向出線。330kV 一個半斷路器接線。330kV 高壓電抗器均為經(jīng)隔離開關接入線路。4 電氣主接線 330kVGIS 方案為雙母線接線。110kV 雙母線接線單分段，本期雙母線接線。35kV 單母線接線，設總斷路器。5 短路電流 330、110、35kV 短路電流水平分別為 50、40、31.5kA 三相自耦有載調(diào)壓 6 主要設備選型 330kV 采用罐式、柱式斷路器和 GIS。110kV 采用柱式斷路器和 GIS。35kV 電容器采用框架組合式和集合式，電抗器采用干式 330kV 屋外軟母線和懸吊管母線中型布置，主變高架橫穿和低架橫穿進串。330kVGIS 采用屋外配電裝置。7 配電裝置 110kV 屋外軟母線半高型、中型布置和支持管母線中型布置。110kVGIS 屋外 配電裝置。35kV 采用屋外和屋內(nèi)布置。8 保護及自動化 計算機監(jiān)控系統(tǒng)，不設常規(guī)控制屏，監(jiān)控和遠動統(tǒng)一考慮，可以滿足無人值班 要求。保護就地布置。GIS方案全站總建筑面積 1100m2以內(nèi)，敞開式方案主控通信樓建筑面積 600m2 9 土建（小于 3000m3），全站總建筑面積 1050m2以內(nèi)，采暖區(qū)。當 35kV采用屋內(nèi)配 電裝置時，其配電裝置室不計入全站總建筑面積。主變消防采用SP泡沫噴淋滅 火或排油注氮滅火。10 站址基本條件 海拔 1000 米以下，地震動峰值加速度 0.10g，設計風速 30m/s，地耐力 R=150kPa，地下水無影響，假設場地為同一標高。國標 III 級污穢區(qū)。1本文由我愛繼保貢獻

pdf文檔可能在WAP端瀏覽體驗不佳。建議您優(yōu)先選擇TXT，或下載源文件到本機查看。

變電站典型設計情況介紹

江蘇省電力設計院 褚農(nóng)

摘要：本文介紹了 220（110）kV 變電站典型設計在江蘇省電力系統(tǒng)的推廣應用情況，并重 點介紹了國家電網(wǎng)公司 500（330）kV 變電站典型設計情況。1 概述 開展典型設計工作，是貫徹落實國家電網(wǎng)公司“一強三優(yōu)”戰(zhàn)略的一項工作，是統(tǒng)一公 司工程建設標準、規(guī)范管理的重要手段。國網(wǎng)公司典型設計從變電站入手，全面推行。計劃 2005 年上半年完成 500kV 及 330kV 變電 站的典型設計，下半年開始試行；年內(nèi)要完成 220kV 及 110kV 變電站的典型設計。并在公司 系統(tǒng)新建工程中全部推廣應用。江蘇省電力公司為了適應地方經(jīng)濟發(fā)展需要，并實現(xiàn)電網(wǎng)效益的最大化，從 2001 年開始開 展 220kV 及 110kV 變電站的典型設計，并著力于推廣應用工作。兩年多來的應用實踐證明，這一舉措是成功的。本文先就江蘇省推廣應用 220kV 及 110kV 變電站的典型設計的情況作簡要介紹，然后介紹國 網(wǎng)公司 500kV（330）kV 變電站典型設計的情況。2 江蘇省公司 220kV 及 110kV 變電站的典型設計 2.1 編制過程 220kV（110kV）變電站典型設計的編制工作分三個階段進行。第一階段：搜資調(diào)研，確定典設主要設計原則。我院在對江蘇變電站設計進行統(tǒng)計梳理的同時，還赴與江蘇經(jīng)濟同樣發(fā)達的省市學習調(diào) 研，取長補短；對一些爭議較大的技術問題進行專題調(diào)研分析。共完成調(diào)研報告和專題報告 8 篇，有《廣東地區(qū)搜資調(diào)查報告》、《上海地區(qū)搜資調(diào)查報告》、《取消旁路母線專題報 告》、《變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)與“五防”裝置設計專題報告》、《直流系統(tǒng)額定電壓選取 專題報告》、《PASS 及 COMPASS 調(diào)研報告》、《110kV 自冷和風冷變壓器選型》、《環(huán)保型 自動滅火系統(tǒng)調(diào)研報告》。通過搜資調(diào)研為典型設計提供真實可靠的依據(jù)。原則主要包括編制深度、應用范圍、規(guī)模區(qū)間、短路電流控制水平、設備水平以及運行管理 模式等?！兜湫驮O計主要設計原則（初稿）》完成后，省公司組織了公司本部有關部門、我 院典設組成員和 13 個地市供電公司總工程師以及生技、基建、調(diào)度部門負責人進行了座談，廣泛聽取意見、了解需求。第二階段：編制和審定典設的設計方案和技術條件書。根據(jù)第一階段確定的主要設計原則，我們編制了專題報告，進行了分析論證，提出了典 設方案的推薦意見及相應的技術條件書。技術條件書主要包括各電壓等級的電氣主接線形 式、配電裝置形式、出線回路數(shù)及引出方式、主變壓器形式、無功補償配置方式、監(jiān)控及保 護配置方式、所用交流及直流電源配置方式和主變壓器消防措施等。第三階段：編制完成變電站典型設計。根據(jù)確定的編制方案及技術條件書，對技術方案進行全面的論述和定量計算，選定主要 設備參數(shù)。各方案的初步設計文件包括設計說明書、設計圖紙、主要設備清冊及概算書等。省公司先后對典型設計的送審版和批準版進行評審，通過評審確定了今后新建變電站的接 線、配電裝置、監(jiān)控方案、控制樓面積及概算指標等主要原則和典設中的基本模塊。典型設 計的批準版由省公司總經(jīng)理作序出版，并印發(fā)執(zhí)行。2.2 變電站主要設計原則和方案 變電站典型設計總體設計原則為：（1）典型設計貫徹“安全、可靠、經(jīng)濟、適用”的設計原則。（2）考慮到江蘇在經(jīng)濟、技術等方面處于國內(nèi)領先位置，設計上將體現(xiàn)先進性，技術上 適度超前。（3）除遵循部標 SDJ2-88 《220kV~500kV 變電站設計規(guī)程》 DL/T 5103-1999、《35kV~110kV 無人值班變電所設計規(guī)程》及其它有關規(guī)程規(guī)范外，還應符合省電力公司編制的《江蘇省 35kV~220kV 變電站設計技術導則》等有關規(guī)定。根據(jù)江蘇地區(qū)的特點，變電站設計類型既可按照負荷密集程度進行劃分，也可按照變電站所在地 區(qū)劃分。為使典設各方案具有廣泛的代表性，我們針對本省特點，220kV 變電站提出 A（負荷密集 地區(qū)）、B（一般地區(qū)）、C（城市地區(qū)）三大類共計 8 個變電站設計方案、11 個建筑方案。110kV 變電站提出了 A（主變及高壓配電裝置戶外布置、中壓配電裝置戶內(nèi)布置）、B（主變戶外布置、配電裝置戶內(nèi)布置）、C（全戶內(nèi)布置）三大類共計 8 個方案。各方案組合及其主要技術條件見附 表 1～2。2.3 設計特點和應用情況 變電站典型設計適用于江蘇省大部分 220kV 和 110kV 變電站，并且作為變電站的設計規(guī)范，被納入省公司的企業(yè)標準。典設自 2002 年底執(zhí)行以來，在電網(wǎng)建設工作中發(fā)揮了較大效益，江蘇 省 2004 年投運的 27 個新建 220kV 變電站，2005 年和 2006 年即將投運的 73 個新建 220kV 變電站，均采用了典型設計。110kV 變電站典型設計應用范圍更為廣泛。(1）典型設計具有模塊化設計的特點，配電裝置、控制樓、概算等都具有一定的獨立性，對 不同規(guī)模的變電站的初步設計，可以根據(jù)工程建設規(guī)模，以典型設計作為修正模塊進行調(diào)整。（2）典型設計中的概算模塊比較全面、客觀，成為省公司編制上報項目建議書時的依據(jù)。（3）典型設計中無法統(tǒng)一的個性化的方面，如主變調(diào)相調(diào)壓計算、系統(tǒng)保護通信方案、短路 電流核算、地基處理、各級電壓出線方向以及總平面布置方案等仍需單獨設計。（4）典型設計的編制過程是統(tǒng)一標準和統(tǒng)一認知的過程。廣泛聽取設計、建設、生產(chǎn)及調(diào)度 各方面的意見的基礎上，領導參與指導和決策，有利于統(tǒng)一意見，把典型設計提升為企業(yè)標準。（5）典型設計提高了工作效率，保證了工作質(zhì)量。典型設計不是設計的參考，而是設計的標 準。因此，典型設計的推廣應用減少了專業(yè)協(xié)調(diào)的工作量，使設計專業(yè)之間的協(xié)調(diào)流暢，工作效 率大大提高。（6）典型設計的應用提高了初步設計審查效率。審查會上主要討論具體設計方案與典設方案 的不同之處。減少了大量重復的討論和無謂的扯皮。初設修改和批文下達時間也大大縮短，也為 設備招投標創(chuàng)造了良好條件。（7）以典設為基礎的初設方案，其工程造價與典設方案出入不大，更易于控制工程造價的總 投資，避免了工程造價出現(xiàn)大起大落的現(xiàn)象。（8）為使各設計院會用或愿意用典型設計，省公司組織多次典型設計宣貫活動，請典設編制 人員介紹設計原則、方案組合、適時條件和使用方法。（9）典型設計需要不斷優(yōu)化和完善。隨著我國經(jīng)濟體制改革的不斷深化，電力技術的不斷進 步，典型設計也應隨之進行滾動修改，進一步優(yōu)化。3 國家電網(wǎng)公司 500（330）kV 變電站典型設計的情況 3.1 任務的提出及工作過程 劉振亞總經(jīng)理在國家電網(wǎng)公司 2005 年工作報告中提出：推行電網(wǎng)標準化建設。各級電網(wǎng)工程 建設要統(tǒng)一技術標準，推廣應用典型優(yōu)化設計，節(jié)省投資，提高效益。鄭寶森副總經(jīng)理在國家電網(wǎng)公司 2005 年基建工作報告中提出：以典型設計為導向，促進技術 進步和提高集約化管理水平。2005 年 1 月 28 日由國網(wǎng)公司基建部提出典型設計工作大綱； 2 月 5 日由基建部和顧問集團公司共同完成典型設計招標文件； 2 月 6 日在北京招標文件發(fā)布，共邀請 13 家設計院參加投標； 2 月 28 日前各投標設計院完成典型設計標書，28 日在北京開標； 3 月 4 日完成評標及定標工作，4 日在北京召開中標發(fā)布會，共有 5 家設計院中標，分別是華 東電力設計院、江蘇省電力設計院、中南電力設計院、西北電力設計院、華北電力設計院。相繼成立了“國家電網(wǎng)公司 500（330）kV 變電站典型設計工作組”，組長單位為國家電網(wǎng) 公司基建部；副組長單位為中國電力工程顧問集團公司；成員單位有華東院、江蘇院、中南院、西北院、華北院。根據(jù)各院特點，工作組進行了設計分工： 華東院負責主設備為 GIS 方案的設計，并負責華東地區(qū) 500kV 變電站情況的調(diào)研工作； 江蘇院負責主設備為 HGIS 方案的設計，并負責南方電網(wǎng)公司 500kV 變電站情況的調(diào)研工作；

中南院負責主設備為瓷柱式方案的設計，并負責華中地區(qū) 500kV 變電站情況的調(diào)研工作； 華北院負責主設備為落地罐式方案的設計，并負責華北地區(qū) 500kV 變電站情況的調(diào)研工作； 西北院負責 330kV 變電站方案的設計，并負責西北地區(qū) 330kV 變電站情況的調(diào)研工作。面對典設工作面廣量大、情況復雜、時間緊，國網(wǎng)公司基建部很抓落實，及時組織召開了多 次設計協(xié)調(diào)會，基本上兩星期開一次協(xié)調(diào)會。3 月 4 日中標發(fā)布會上明確分工，布置任務。3 月 18 日于蘇州召開第一次協(xié)調(diào)會，會議就典型設計目的、原則、技術條件、工作進度、調(diào) 研分工等有關問題，一次、二次、土建、水工、暖通、技經(jīng)等專業(yè)的設計原則和深度要求進行了 認真的討論，并形成初步意見。4 月 5 日于北京召開第二次協(xié)調(diào)會，會議就對前階段典設工作進展情況、典設中間成果進行檢 查和評審，并對需解決的有關技術問題進行了討論，形成了一致性意見。緊接著 4 月 6 日于北京召開典設工作研討會，邀請電網(wǎng)公司策劃部、生產(chǎn)技術部、安全監(jiān)察部、建設運營部、國調(diào)中心、國網(wǎng)建設公司，各大區(qū)電網(wǎng)公司、各省電力公司、各大區(qū)電力設計院的 代表參加會議。會議聽取了典設中間成果的介紹，通過深入并熱烈地討論，達成共識，統(tǒng)一思想，避免了設計閉門造車，以便下階段典設工作的順利開展。4 月 20 日于武漢召開第三次協(xié)調(diào)會，會議對典型設計的工作進度，主控通信樓、大門和圍墻 的設計方案，模塊的拼接，典型設計送審稿的章節(jié)編制和格式，以及存在的問題進行了討論，并 形成結論意見。5 月 18 日～19 日于北京召開典設成果評審會，國家電網(wǎng)公司鄭寶森副總經(jīng)理、中國電力顧問 集團公司于剛副總經(jīng)理出席會議并分別作了重要講話。國網(wǎng)公司各部門，各網(wǎng)省公司，各設計院 代表對典型設計送審稿進行了認真負責的討論，充分發(fā)表了意見，使典型設計更貼近實際，更符 合生產(chǎn)運行的要求。典型設計分為 6 個階段： 編制方案組合及技術條件階段：根據(jù)目前實際情況，并適當考慮發(fā)展裕度，變電站典型設計 綜合考慮電壓等級、主變?nèi)萘?、無功補償、出線回路和方向、電氣主接線、短路電流、設備選型、配電裝置，控制及遠動、建筑面積等條件，提出設計方案和設計技術條件。搜資調(diào)研及專題研究階段：各設計院分頭開展搜資調(diào)研工作，編寫地區(qū)調(diào)研報告，對于分歧 意見較大的技術問題，進行重點調(diào)研，并寫出專題報告。典型設計編制階段：經(jīng)討論審定設計方案和技術條件后，各院開展變電站典型設計實質(zhì)性設 計編制階段，完成設計圖紙、說明書、設備清冊、概算書初稿；經(jīng)評審后進一步優(yōu)化和細化，編 制典型設計使用說明，完成典型設計成品（報批稿）。評審及修改階段：由國家電網(wǎng)公司組織生產(chǎn)、基建、設計單位的設計人員，對典型設計成品 進行評審。形成評審意見后各設計院進行設計修改，形成典型設計報批稿。批準頒發(fā)階段：典型設計報批稿提交國家電網(wǎng)公司，由公司領導寫序，作為企業(yè)標準出版發(fā) 行。推廣應用階段：（略）。3.2 開展 500（330）kV 變電站變電站典型設計的目的 輸變電工程典型設計是貫徹國家電網(wǎng)公司集約化管理的基礎，開展變電站典型設計工作的目 的是：統(tǒng)一建設標準，統(tǒng)一設備規(guī)范，減少設備型式，以便于集中規(guī)模招標，方便運行維護，降 低變電站建設和運營成本；采用模塊化設計，方便方案的拼接和擴展，加快設計、評審和批復進 度，提高工作效率。3.3 500（330）kV 變電站典型設計的主要原則 變電站典型設計的原則是：安全可靠、技術先進、投資合理、標準統(tǒng)一、運行高效。為此，在典型設計中，要注意處理和解決典型設計方案的先進性、經(jīng)濟性、適應性，靈活性和統(tǒng)一性及 其相互關系。先進性：典型設計方案，設備選型先進，合理，占地少、注重環(huán)保，變電站可比指標先進； 經(jīng)濟性：綜合考慮工程初期投資和長期運行費用，追求設備壽命期內(nèi)最優(yōu)的經(jīng)濟效益； 適應性：典型設計要綜合考慮各地區(qū)的實際情況，要在整個國家電網(wǎng)公司系統(tǒng)中具有廣泛的 適用性：并能在較長的時間內(nèi)，對不同規(guī)模，型式、外部條件均能適用； 靈活性：典型設計模塊間接口靈活，增減方便，組合型式多樣，概算調(diào)整方便；

可靠性：保證設備、各個模塊和模塊拼接后系統(tǒng)的安全可靠性； 統(tǒng)一性：建設標準統(tǒng)一，基建和生產(chǎn)運行的標準統(tǒng)一，外部形象風格統(tǒng)一。3.4 典型設計方案組合及主要內(nèi)容 3.4.1 總體方案設計 典型設計方案分 500kV 變電站和 330kV 變電站兩大部分。500kV 變電站典型設計按主設備不同分為 A（GIS 設備）、B（HGIS 設備）、C（敞開式設備）、D（落地罐式設備）4 類方案，各類方案又根據(jù)主變?nèi)萘亢妥罱K臺數(shù)的不同再分子方案。各方案組 合及主要技術條件詳見附表 3～附表 6。330kV 變電站典型設計按主設備不同分為 A（GIS 設備）、C（敞開式設備）、D（落地罐式設 備）3 類方案，各類方案又根據(jù)主變?nèi)萘亢妥罱K臺數(shù)的不同再分子方案。各方案組合及主要技術條 件詳見附表 7。3.4.2 電氣二次設計 變電站初期按有人值班設計，留有遠期實現(xiàn)無人值班的接口和功能配置。不含系統(tǒng)保護、調(diào)度自動化和系統(tǒng)通信專業(yè)的具體內(nèi)容。提出了監(jiān)控系統(tǒng)主要設計原則。包括監(jiān)控范圍、系統(tǒng)硬件設備配置原則，對系統(tǒng)軟件工作平臺、防誤操作閉鎖、GPS 對時、保護信息采集方式及通信規(guī)約等方面進行了重點論述，提出推薦方 案。提出了元件保護、直流系統(tǒng)及交流不停電電源的主要設計原則。提出了二次設備組屏原則，對監(jiān)控系統(tǒng)測控裝置、線路保護、主變壓器及高壓電抗器保護、故障錄波等主要二次設備的組屏提出推薦方案。根據(jù)工程規(guī)模進行主控室、計算機室、繼電器小室、直流電源室等的具體布置。3.4.3 土建部分設計 變電站大門、圍墻要能體現(xiàn)國網(wǎng)公司“內(nèi)質(zhì)外形”建設，樹立“國家電網(wǎng)”的品牌形象，設 計簡潔、明快、大方、實用，具備現(xiàn)代工業(yè)建筑氣息，建筑造型和立面色調(diào)與變電站整體狀況以 及所在區(qū)域周圍環(huán)境協(xié)調(diào)、統(tǒng)一。大門圍墻采用標志統(tǒng)一、風格統(tǒng)一、色彩統(tǒng)一，字體統(tǒng)一等要 求，變電站大門入口處一側統(tǒng)一設置“標志墻”。其上為球形標志，下有“國家電網(wǎng)”四字，右 側為“國家電網(wǎng)公司 500(330)kV XX 變電站”。變電站圍墻采用實體圍墻，高度統(tǒng)一采用 2.5m，另加遠紅外探測器。站區(qū)道路采用混凝土路面，統(tǒng)一采用公路（郊區(qū)）型設計。經(jīng)過設計優(yōu)化后，330kV GIS 方案占地面積 1.7ha，330kV 敞開式方案 3-3.5ha.；500kV GIS 方案占地面積 3.0～3.8ha，HGIS 方案占地面積 3.5～4.5ha；敞開式方案 5.8-7.3ha。統(tǒng)一了站區(qū)主要生產(chǎn)建筑和房間的設置，建設有主控通信樓、繼電器小室、站用電室等建筑 物。建筑面積，500kV 變電站控制在 1100～1300平米，330kV 變電站控制在 1000～1100平米。主控通信樓內(nèi)房間的設置統(tǒng)一為：生產(chǎn)用房設有主控室、計算機室、通信機房（當通信電源組屏 布置時，電源室和通信機房合并布置），輔助及附屬房間設有交接班室、值班休息室 2-3 間、辦 公室 2 間（含資料室）、會議室、備餐室、檢修工器具間等。主控通信樓采用框架結構。繼電器小室當布置在串中時，跨度采用 5.1m，采用室內(nèi)電纜溝敷 設電纜。繼電器小室采用磚混結構，加設鋼板網(wǎng)屏蔽，普通鋼門。所有構架、設備支架均推薦采用鋼管結構，熱鍍鋅防腐。變電站主要生產(chǎn)用房及辦公、值休等用房和保護小室需安裝空調(diào)機，其余生產(chǎn)用房采用軸流 風機機械通風，電纜層采用自然通風。主控通信樓采用小集中空調(diào)，繼電器小室采用分體空調(diào)。位于采暖區(qū)的變電站可采用分散供暖方式。主變壓器消防優(yōu)先考慮采用泡沫噴淋、排油充氮方式。繼電器室全集中布置時主控通信樓建筑體積不大于 5000 m3，不設室內(nèi)建筑水消防系統(tǒng)，但應設室 外建筑水消防系統(tǒng)。繼電器小室分散布置時，主控通信樓建筑面積控制在建筑體積不大于 3000 m3，全站不設室外 水消防系統(tǒng)，采用移動式化學滅火裝置。3.4.4 技經(jīng)部分 為使典型設計的各方案、模塊的投資在同一價格水平上，便于進行對比分析，在典型設計概 算編制時采用統(tǒng)一的取費標準、統(tǒng)一的定額、統(tǒng)一的設備材料價格和統(tǒng)一的其他費用標準。為適應實際工程和典型設計的各基本組合方案的投資水平對比分析的需要，對不在本次典型

設計范圍內(nèi)的有關工程費用進行了統(tǒng)一規(guī)定，包括水源、站外電源、站外通信、進站道路、地基 處理、站外排水、護坡?lián)鯄Φ?，保證了典型設計的各基本組合方案的概算投資的完整性。使用時需根據(jù)工程規(guī)模和實際情況選用基本組合方案或模塊方案參考造價進行分析、合理調(diào) 整。聯(lián)系方式：褚農(nóng)，教高，江蘇省電力設計院，025-85081300，chunong@jspdi.com.cn 附表 1: 方案 A1 主變

江蘇省 220kV 變電站典型設計主要工程技術條件

適用規(guī)模 220kV 出 線 6 回，110kV 出線 8 回，35kV 出線 10 回 接線 220kV、110kV 采 用雙母線接線，35kV 采用單母線 分段接線 配電裝置 220kV、110kV 配 電裝置采用軟母線 改進半高型，35kV 配電裝置采用戶內(nèi) 開關柜 布置格局 220kV 出 線 與 110kV 出 線 構 180o布置 220kV 出 線 與 110kV 出 線 構 90o布置 220kV 出 線 與 110kV 出 線 構 180o布置 220kV 出 線 與 110kV 出 線 構 90o布置 220kV 出 線 與 110kV 出 線 構 180o布置 220kV 出 線 與 110kV 出 線 構 90o布置 主變露天，建 筑物兩列式布 置 主變半戶內(nèi)，整體建筑式布 置 主變露天，建 筑物兩列式布 置 A2 本期 2 臺 120MVA 主變 遠景 3 臺 B1-1 B2-1 B1-2 本期 2 臺 180MVA 主變 遠景 3 臺

220kV 出 線 6 回，110kV 出線 8 回，35kV 出線 10 回

220kV、110kV 采 用雙母線接線，35kV 采用單母線 分段接線

220kV、110kV 配 電裝置采用管母線 中型，35kV 配電裝 置采用戶內(nèi)開關柜 B2-2 220kV 出 線 6 回，110kV 出線 8 回，10kV 出線 24 回 220kV 出線本期 2 回遠期 3 回，110kV 出 線 12 回，10kV 出線 24 回 220kV 出線本期 2 回遠期 3 回，110kV 出 線 8 回，10kV 出線 24 回

220kV、110kV 采 用雙母線接線，10kV 采用單母線 分段接線

220kV、110kV 配 電裝置采用管母線 中型，10kV 采用戶 內(nèi)開關柜 C1 C3 本期 2 臺 180MVA 主變 遠景 3 臺

220kV 采 用 單 元 接線，110kV 采用 雙母線接線，10kV 單母線分段 接線 220kV、110kV 采 用戶內(nèi) GIS，10kV 采用戶內(nèi)開關柜，全電纜出線 220kV、110kV 采 用戶內(nèi)裝配式配電 裝置，架空出線； 10kV 采用戶內(nèi)開 關柜電纜出線 C2 所有方案 直流系統(tǒng)：2 組 220V 閥控式密封鉛酸蓄電池，2 組充電裝置（高頻開關電源），配置 DC/DC 變換 器供-48V 系統(tǒng)通信電源，不設蓄電池室。交流所用：所用電系統(tǒng) 380/220V 中性點接地，采用三相四線制，單母線分段接線，兩臺所變分列 運行。繼電保護：220kV、110kV 線路、主變設微機保護，保護測控相對獨立；35kV 設微機保護（含低 周減載和接地檢測功能），保護測控合一，分散布置。自動裝置：電容器組投切；35kV 消弧線圈跟蹤補償。對時裝置：全所共用 1 臺 GPS。防誤操作：不專設微機五防裝置，由計算機監(jiān)控系統(tǒng)統(tǒng)一考慮。電能計量：主變中低壓側設關口表，其余按規(guī)程配置。電氣測量：利用監(jiān)控系統(tǒng)完成。信息采集：模擬量和開關量。控制方式：遠方調(diào)度，監(jiān)控系統(tǒng)，就地三級操作。通信方式：變電站接入地區(qū)光纖環(huán)網(wǎng)，通信容量及可靠性按照變電站無人值班要求設計。

附表 2: 方案 主變 遠景： 2× 50MVA 本期： 2× 50MVA 遠景： 2× 50MVA 本期： 2× 50MVA 江蘇 110kV 變電所典型設計主要工程技術條件 適用規(guī)模 110kV 進線 2 回，35kV 出線 4 回架 空，4 回電纜，10kV 出線 16 回電 纜 110kV 進線 4 回，35kV 出線 4 回架 空，回電纜，4 10kV 出線 16 回電纜 接線 110kV 采用線變 組接線 35kV、10kV 采用 單母線分段接線 配電裝置 布置格局 主變及 110kV 配 電裝置戶外布 置，35kV、10kV 配電裝置戶內(nèi) 布置 A1 110kV 采用單母 線分段接線 A2 35kV、10kV 采用 單母線分段接線 110kV 采用內(nèi)橋 110kV 配電裝置 主變及 110kV 配 遠景： 110kV 進線 3 回，采用戶外敞開式 電 裝 置 戶 外 布 或線變組接線 3× 50MVA A3 10kV 出線 36 回電 10kV 采用單母線 設備，10kV 采用 置，10kV 配電 本期： 纜 2× 50MVA 裝置戶內(nèi)布置 戶內(nèi)開關柜 分段接線 110kV 采用內(nèi)橋 遠景： 110kV 進線 2 回，接線 2× 50MVA B3 10kV 出線 24 回電 110kV 配電裝置 主變戶外布置，10kV 采用單母線 本期： 纜 采用戶內(nèi)敞開式 110kV 配電裝置 2× 50MVA 分段接線 設備，10kV 采用 及 10kV 配電裝 110kV 采用線變 遠景： 置戶內(nèi)布置 戶內(nèi)開關柜 110kV 進線 3 回，組接線 3× 50MVA B4 10kV 出線 36 回電 10kV 采用單母線 本期： 纜 2× 50MVA 分段接線 遠 景 ： 2× 110kV 進線 2 回，110kV 采用內(nèi)橋 接線 50MVA 10kV 出線 24 回電 C2 10kV 采用單母線 本 期 ： 2× 纜 50MVA 分段接線 110kV 采用戶內(nèi) 110kV 采用雙內(nèi) 遠景： GIS，10kV 采用 橋或雙外僑接線 全戶內(nèi) 3× 50MVA 戶內(nèi)開關柜，全 C3 本期： 110kV 進線 3 回，10kV 采用單母線 電纜出線 2× 50MVA 10kV 出線 36 回電 分段接線 纜 110kV 采用線變 遠景： 組接線 3× 50MVA C4 10kV 采用單母線 本期： 2× 50MVA 分段接線 所有方案 直流系統(tǒng)：2 組 220V 閥控式密封鉛酸蓄電池，2 組充電裝置（高頻開關電源），設蓄電池室。交流所用：電系統(tǒng) 380/220V 中性點接地，采用三相四線制，單母線分段接線，兩臺所變分列運行。繼電保護：220kV、110kV 線路、主變設微機保護，保護測控相對獨立；35/10kV 設微機保護，保護 測控合一，分散布置。自動裝置：電容器組投切；35/10kV 消弧線圈跟蹤補償；35/10kV 接地檢測。對時裝置：全所共用 1 臺 GPS。防誤操作：閉鎖不專設微機五防裝置，由計算機監(jiān)控系統(tǒng)統(tǒng)一考慮。電能考核：計量主變中低壓側設關口表，其余按規(guī)程配置。就地電氣：測量利用監(jiān)控系統(tǒng)完成電氣測量。信息采集：類型模擬量和開關量。控制操作：方式遠方調(diào)度，監(jiān)控系統(tǒng)，就地三級操作。通信方式：變電所接入地區(qū)的光纖環(huán)網(wǎng)，光纖網(wǎng)絡與繼電保護統(tǒng)一考慮，通信容量及可靠性按照變 電所無人值班要求設計。

110kV 配電裝置 采用戶外敞開式 設備，35kV、10kV 采用戶內(nèi)開關柜

附表 3: 序 號 項目 名稱

500kV 變電站（GIS）典型設計主要技術條件

方案編號 A-1-1 A-1-2 4 臺主變 本期 1 組 1000MVA，最終 4 組 1000MVA，單相自耦，無載調(diào)壓。本期 1 組 750MVA，最終 4 組 750MVA，單 相 自 耦，無載 調(diào)壓。本期 1 組 750MVA，最終 4 組 750MVA，本期 1 組 最終 3 組 A-1-3 A-2-1 A-2-2 3 臺主變 本期 1 組 最終 3 組 本期 1 組 750MVA，最終 3 組 750MVA，A-2-3 1000MVA，750MVA，1000MVA，750MVA，1 主變壓器

三相自耦，單相自耦，單相自耦，三相自耦，無載調(diào)壓。無載調(diào)壓。無載調(diào)壓。無載調(diào)壓。500kV 并聯(lián)電抗器： 本期 1 組 150Mvar，最終 2 組，為線路高抗，均裝中性點小 電抗，不考慮母線高抗。最終 6 組；35kV 并聯(lián)電容器：本期 2 組 60Mvar，最終 6 組。2 臺主變進串，第 3 臺主變經(jīng)單斷路器 接二段母線；本期設 9 臺斷路器（1 臺 遠景設備本期上），串內(nèi) GIS 設備。500kV 高抗經(jīng)隔離開關接入線路。220kV 雙母線雙分段接線，本期雙母線 接線，GIS 設備。35kV 單母線接線，不設總斷路器。500kV 本期 4 回，最終 8 回架空，一個 220kV 本期 8 回，最終 14 回架空出線（一個或兩個方向出線），2 回電纜出 線。

500kV 并 聯(lián) 電 抗 器 ： 本 期 1 組 150Mvar，最終 2 組，為線路高抗，均 無功補償 2 裝置 裝中性點小電抗，不考慮母線高抗。最終 8 組；35kV 并聯(lián)電容器：本期 2 組 60Mvar，最終 8 組。對 4 臺主變，主變均進串；對 3 臺主 變，2 臺主變進串，1 臺主變經(jīng)斷路器 電氣主接 4 線 接 2 段母線。本期設 8 臺斷路器。500kV 高抗經(jīng)隔離開關接入線路。220kV 雙母線雙分段接線，本期雙母 線接線。35kV 單母線接線，不設總斷路器。500kV 本期 4 回，最終 8 回架空，一 出線回路 3 數(shù)和出線 方向 5 6 7 8 9 10 短路電流 主要設備 選型 配電裝置 保護及 自動化 建筑面積 站址基本 條件 最終 16 回架空出線，一個或兩個方向 出線（3 臺主變方案其中 2 回電纜出線）。單相/三相自耦變壓器； 500kV、220kV 采用戶外 GIS；

35kV 并聯(lián)電抗器：本期 2 組 60Mvar，35kV 并聯(lián)電抗器：本期 2 組 60Mvar，500kV 一個半斷路器接線，遠景 6 串，500kV 一個半斷路器接線，遠景 6 串；

個或兩個方向出線；220kV 本期 8 回，或兩個方向出線； 500、220、35kV 短路電流水平分別為：63（50）、50、40kA 35kV 采用戶外 AIS，斷路器采用柱式，電容器采用組裝式，電抗器采用干式。500kV、220kV 戶外 GIS。計算機監(jiān)控系統(tǒng)，不設常規(guī)控制屏，監(jiān)控和遠動統(tǒng)一考慮，可滿足無人值班要 求，保護集中布置。全站總建筑面積 2000m2以內(nèi)，非采暖區(qū)。主變采用水噴霧消防系統(tǒng)。海拔高度<1000m，地震動峰加速度 0.1g，風荷載 30m/s，地耐力 R=150kPa，地 下水無影響，非采暖區(qū)，場地同一標高，污穢等級 III 級。

附表 4 序 號 1 500kV 變電站（HGIS）典型設計主要技術條件

方案編號 項目名稱 B-1 主變壓器 主變電氣 接線 遠景串數(shù) 本期 1 組、最終 4 B-2 本期 1 組、最終 4 B-3 本期 1 組、最終 3 組 750MVA 主變。第三臺主變經(jīng)斷路器接 母線 5 垂直 2個 不設平行

組 1000MVA 主變。組 750MVA 主變。主變?nèi)窟M串 6平行 1個 不設 垂直 主變?nèi)窟M串 6 垂直 2個 設置 垂直 2 500kV 母線與主 變梁 主要出線 方向 總斷路器 3 35kV 母線與主 變梁

項目 無功 4 補償

相同的主要工程技術條件 500kV 并聯(lián)電抗器：本期 1 組 150Mvar，最終 2 組，經(jīng)隔離開關接入線路，均裝 設中性點電抗，不考慮母線高抗；35kV 電容器、并聯(lián)電抗器按每臺主變各配置 2 組 60Mvar 設計。500kV：本期 4 回，最終 8 回；220kV：本期 8 回，最終 16 回，1 個主要出線方 向。500kV 一個半斷路器接線，本期設 1 個不完整串和 2 個完整串共 8 臺斷路器； 220kV 雙母線雙分段接線，本期雙母線接線；35kV 單母線單元制接線。500kV 部分 63 或 50kA，220kV 部分 50kA，35kV 部分 40kA。單相自耦變壓器；500kV 采用戶外 HGIS，220kV 采用戶外 GIS，35kV 采用戶外 AIS，斷路器采用柱式，35kV 并抗采用干式或油式，電容器采用組裝式，站變采 用油浸式。500kV 戶外懸吊管母線中型布置，高架橫穿進出線，間隔寬度 28m；220kV 間隔 寬度 13m；35kV 采用支持管母線中型布置。計算機監(jiān)控系統(tǒng)，不設常規(guī)控制屏，監(jiān)控和遠動統(tǒng)一考慮，可以滿足無人值班要 求；保護就地布置。全站總建筑面積 1400m2以內(nèi)，主控通信樓建筑面積 650—750 m2；主變消防采用 SP泡沫噴淋滅火或排油充氮方式。5 出線 電氣主 6 接線 短路 7 電流 主要 8 設備 配電 9 裝置 保護 10 自動化 土建 11 站址 12 條件

按地震動峰值加速度 0.10g，風荷載 30m/s，地耐力 R=150kPa，地下水無影響，非采暖區(qū)設計，假設場地為同一標高。按海拔 1000 米以下，國標Ⅲ級污穢區(qū)設 計

附表 5 序 號 1 項目名稱

500kV 變電站（瓷柱式）典型設計主要技術條件表 500kV 變電站(瓷柱式斷路器)典型設計工程技術條件

主變壓器 本期 1 組 750MVA，最終 2/3/4 組 750MVA 500kV 并聯(lián)電抗器，本期 1 組 150Mvar，最終 2 組，為線路高抗，均裝設中性點小 抗，不考慮母線高抗。2 無功補償 3 組和 4 組主變方案，每組主變壓器 35kV 側無功配置：2 組 60Mvar 并聯(lián)電感器，裝 置 2 組 60Mvar 并聯(lián)電容器。2 組主變方案，每組主變方案 35kV 側無功配置：3 組 60Mvar 并聯(lián)電感器，3 組 60Mvar 并聯(lián)電容器。本期 35kV 側無功配置：2 組 60Mvar 并聯(lián)電抗器，2 組 60Mvar 并聯(lián)電容器。出線回路 500kV 本期 4 回，最終 10 回，兩個方向出線。數(shù)和出線 220kV 本期 6 回，最終 16 回(3 組或 4 組主變)或 12 回(2 組主變)，一個方向出線或 方向 兩個方向出線。500kV 一個半斷路器接線，遠期 6 串，2 組主變進串，后 2 組或 1 組主變經(jīng)斷路器 接母線。本期設 8 組斷路器。500kV 高壓電抗器均為經(jīng)隔離開關接入線路。3 4 電氣主接 線 220kV 雙母線雙分段接線或雙母線單分段，本期雙母線接線。35kV 單母線接線，不裝設總斷路器。5 6 短路電流 500、220、35kV 短路電流水平分別為 63(50)、50、40kA 主要設備 單相自耦變壓器。500kV、220kV、35kV 采用戶外瓷柱式斷路器。選型 35kV 電容器采用組裝式、電抗器采用干式。500kV 屋外懸吊管母線中型布置，主變高架橫穿和低架橫穿進串。7 配電裝置 220kV 屋外支持管母線中型布置(3 組或 4 組主變)或懸吊母線中型布置(2 組主變)。35kV 支持管母線中型布置。保護及 計算機監(jiān)控系統(tǒng)，不設常規(guī)控制屏，監(jiān)控和遠動統(tǒng)一考慮，可以滿足無人值班要 自動化 求。保護就地布置。土 站 建 全站總建筑面積 1400m2以內(nèi)，主控通信樓建筑面積 650-750m2(小于 3000m3)，非 采暖區(qū)。主變消防采用水噴霧消防系統(tǒng)。8 9 10 址 海拔 1000m 以下，地震動峰值加速度 0.10g，設計風速 30m/s，地耐力 R=150kPa，基本條件 地下水無影響，假設場地為同一標高。國標 III 級污穢區(qū)。

附表 6 序號 1 500kV 變電站（落地罐式）典型設計主要技術條件表

項目名稱 500kV 變電站工程技術條件 本期 1 組 750MVA，最終 2/3/4 組 1000MVA（750MVA）500kV 并聯(lián)電抗器，本期 1 組 150Mvar，最終 2 組，為線路高抗，裝設中性點 小電抗，不考慮母線高抗。

主變壓器

無 功 補 償 裝 3 臺和 4 臺主變方案，每臺主變壓器 66kV 側無功配置：2 組 60Mvar 并聯(lián)電抗 2 置 器，2 組 60Mvar 并聯(lián)電容器。2 臺主變方案，每臺主變方案 66V 側無功配置： 3 組 60Mvar 并聯(lián)電抗器，3 組 60Mvar 并聯(lián)電容器。本期 66kV 側無功配置：2 組 60Mvar 并聯(lián)電抗器，2 組 60Mvar 并聯(lián)電容器。出線回路數(shù) 3 和出線方向 500kV 本期 4 回，最終 10 回，兩個方向出線。220kV 本期 6 回，最終 16 回（3 臺或 4 臺主變）或 12 回（2 臺主變），一個方 向出線。500kV 一個半斷路器接線，遠期 6 串，2 臺主變進串，后 2 臺或 1 臺主變經(jīng)斷 4 電氣主接線 路器接母線。本期設 8 臺斷路器。500kV 高壓電抗器均為經(jīng)隔離開關接入線路。220kV 雙母線雙分段接線或雙母線單分段，本期雙母線接線。66kV 單母線接線，裝設總斷路器。5 6 短路電流 500、220、66kV 短路電流水平分別為 63(50)、50、31.5kA 主 要 設 備 選 單相自耦變壓器 型 500kV、220kV 采用戶外罐式斷路器，66kV 采用戶外柱式斷路器。500kV 屋外懸吊管母線中型布置，主變高架橫穿和低架橫穿進串。7 配電裝置 220kV 屋外懸吊管母線中型布置。66kV 支持管母線中型布置。保 護 及 自 動 計算機監(jiān)控系統(tǒng)，不設常規(guī)控制屏，監(jiān)控和遠動統(tǒng)一考慮，可以滿足無人值班 8 化 土建 要求。保護就地布置。

全站總建筑面積 1500m2以內(nèi)，主控通信樓建筑面積 650-750m（小于 3000 m3），9 采暖區(qū)。主變消防采用SP泡沫噴淋滅火。站 址 基 本 條 海拔 1000 米以下，地震動峰值加速度 0.10g，設計風速 30m/s，地耐力 R=150kPa，10 件

地下水無影響，假設場地為同一標高。國標 III 級污穢區(qū)。

附表 7 序 項目名稱 號 1 主變壓器

330kV 變電站典型設計主要技術條件表

330kV 變電站工程技術條件 本期 1 臺 240MVA（360MVA），最終 2/3 臺 240MVA（360MVA）。330kV 并聯(lián)電抗器，本期 1 組 90Mvar，最終 2 組，GIS 方案最終為 1 組，均

無功補償裝置

為線路高抗，并裝設中性點小抗，不考慮母線高抗。35kV 側無功按主變配置：1 組 30Mvar 并聯(lián)電抗器，3 組 20Mvar 并聯(lián)電容器。本期 35kV 側無功配置：1 組 30Mvar 并聯(lián)電抗器，3 組 20Mvar 并聯(lián)電容器。

出 線 回 路 數(shù) 和 330kV 本期 4 回，最終 6 回，兩個方向出線。3 出線方向 110kV 本期 6 回，最終 14 回，一個方向出線或兩個方向出線。330kV 一個半斷路器接線。330kV 高壓電抗器均為經(jīng)隔離開關接入線路。4 電氣主接線 330kVGIS 方案為雙母線接線。110kV 雙母線接線單分段，本期雙母線接線。35kV 單母線接線，設總斷路器。5 短路電流 330、110、35kV 短路電流水平分別為 50、40、31.5kA 三相自耦有載調(diào)壓 6 主要設備選型 330kV 采用罐式、柱式斷路器和 GIS。110kV 采用柱式斷路器和 GIS。35kV 電容器采用框架組合式和集合式，電抗器采用干式 330kV 屋外軟母線和懸吊管母線中型布置，主變高架橫穿和低架橫穿進串。330kVGIS 采用屋外配電裝置。7 配電裝置 110kV 屋外軟母線半高型、中型布置和支持管母線中型布置。110kVGIS 屋外 配電裝置。35kV 采用屋外和屋內(nèi)布置。8 保護及自動化 計算機監(jiān)控系統(tǒng)，不設常規(guī)控制屏，監(jiān)控和遠動統(tǒng)一考慮，可以滿足無人值班 要求。保護就地布置。GIS方案全站總建筑面積 1100m2以內(nèi)，敞開式方案主控通信樓建筑面積 600m2 9 土建（小于 3000m3），全站總建筑面積 1050m2以內(nèi)，采暖區(qū)。當 35kV采用屋內(nèi)配 電裝置時，其配電裝置室不計入全站總建筑面積。主變消防采用SP泡沫噴淋滅 火或排油注氮滅火。10 站址基本條件 海拔 1000 米以下，地震動峰值加速度 0.10g，設計風速 30m/s，地耐力 R=150kPa，地下水無影響，假設場地為同一標高。國標 III 級污穢區(qū)。