QCSG10703-2009110kV及以下配电网设备装备技术导则.pdf

'Q/CSG中国南方电网公司企业标准Q/CSG10703-2009110kV及以下配电网装备技术导则Guideforequipmentsandtechnologyof110kV-and-underelectricpowerdistributionnetwork2009-03-16发布2009-03-16实施中国南方电网有限责任公司发布 标准分享网www.bzfxw.com免费下载 目次前言............................................................................III1范围...............................................................................12规范性引用文件.....................................................................13名词术语...........................................................................34总则...............................................................................55通用技术原则.......................................................................65.1电压等级.........................................................................65.2短路电流.........................................................................65.3电能质量.........................................................................65.4电气主接线.......................................................................75.5中性点接地方式...................................................................75.6变电站站用电.....................................................................85.7过电压保护与绝缘配合.............................................................85.8防雷与接地.......................................................................85.9无功补偿及电压调整...............................................................95.10继电保护与自动化...............................................................105.11通信...........................................................................115.12防灾减灾.......................................................................116变（配）电站及开关站型式与布置....................................................12www.bzfxw.com6.1110kV变电站.....................................................................126.235kV变电站......................................................................126.3开关站与配电站..................................................................137主要电气一次设备..................................................................137.1变压器..........................................................................137.2高压组合电器....................................................................157.3断路器..........................................................................167.4隔离开关与接地开关..............................................................177.5电流互感器......................................................................187.6电压互感器......................................................................197.7避雷器..........................................................................197.8中性点接地装置..................................................................207.9母线............................................................................217.10开关柜.........................................................................227.11熔断器.........................................................................237.1210kV柱上开关...................................................................247.13无功补偿装置...................................................................267.14低压电器.......................................................................278直流系统与交流不间断电源..........................................................298.1直流系统........................................................................298.2交流不间断电源（UPS）...........................................................318.3一体化电源设备..................................................................338.4通信电源........................................................................339继电保护与变电站自动化............................................................33I 9.1继电保护........................................................................339.2自动装置........................................................................369.3变电站综合自动化................................................................3710调配自动化与信息化...............................................................3910.1县级调配自动化系统.............................................................3910.2配电网自动化系统...............................................................4010.3配电网管理信息系统.............................................................4310.4电能质量监测...................................................................4411计量与营销自动化.................................................................4411.1计量...........................................................................4411.2营销自动化系统.................................................................4512配电网通信.......................................................................4612.1通道配置.......................................................................4612.2通信组网.......................................................................4612.3设备要求.......................................................................4712.4应急通信.......................................................................4913线路.............................................................................4913.1架空线路.......................................................................4913.2电缆线路.......................................................................5314安防系统.........................................................................5514.1火灾自动报警系统...............................................................5514.2图像监视及安全警卫.............................................................5514.3其它...........................................................................5615节能环保.........................................................................56附录A................................................................................58附录B................................................................................59附录C................................................................................61www.bzfxw.com附录D................................................................................63附录E................................................................................64附录F................................................................................66附录G................................................................................67附录H................................................................................68II标准分享网www.bzfxw.com免费下载 前言为把中国南方电网有限责任公司建设成为经营型、服务型、一体化、现代化的企业，建设结构合理、可靠经济、技术先进、信息畅通的现代化配电网，提高南方电网110千伏及以下配电网装备科技含量和自动化水平，指导配电网技术发展，规范设备配置与选型的基本原则和标准，特制定本导则。本导则以国家及行业的有关法律法规、标准、导则为基础，结合目前装备的技术水平、运行经验和管理要求而提出，本导则以国家及行业的有关法律法规、标准、导则为基础，结合目前装备的技术水平、运行经验和管理要求而提出，适用于中国南方电网有限责任公司及所属（含代管）各有关单位2009～2013年110千伏及以下配电网新建与改造、设备采购和运行管理工作。本导则由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。本导则由中国南方电网有限责任公司生产技术部归口并解释。本导则起草单位：深圳供电规划设计院有限公司、佛山南海电力设计院工程有限公司广东省电力设计研究院、贵州电力设计研究院昆明供电设计院有限责任公司、广西绿能电力勘察设计有限公司。本导则参加单位：广西电力勘察设计研究院、海南电力设计院、广州电力设计院www.bzfxw.com本导则主要起草人：黄志伟、戴新胜、邱野、曲毅、刘映尚、崔鸣昆、余建国、谭伟明、黎智、蒋浩、王建、张岚、朱敏、黄耀亮、李成、张文军、陈渊书、张杰。III www.bzfxw.com标准分享网www.bzfxw.com免费下载 中国南方电网有限责任公司110kV及以下配电网装备技术导则1范围1.1本导则规定了中国南方电网有限责任公司110kV及以下配电网的装备技术原则。1.2本导则适用于中国南方电网有限责任公司及所属（含代管）各有关单位110kV及以下配电网的新建与改造、设备采购和运行管理工作。1.3接入南方电网公司配电网系统的用户可参照本导则执行。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本导则的引用而构成本导则的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本导则，然而，鼓励根据本导则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本导则。GB1094.11-2007电力变压器第11部分干式变压器GB1094.1-1996电力变压器第1部分总则GB1094.2-1996www.bzfxw.com电力变压器第2部分温升GB1094.3-2003电力变压器第3部分绝缘水平和绝缘试验和外绝缘间隙GB1094.5-2008电力变压器第5部分承受短路的能力GB11032-2000交流无间隙金属氧化物避雷器GB1207-2006电磁式电压互感器GB1208-2006电流互感器GB14048.2-2008低压开关设备和控制设备第2部分断路器GB/T156-2007标准电压GB16926-1997交流高压负荷开关—熔断器组合电器GB1984-2003高压交流断路器GB1985-2004高压交流隔离开关和接地开关GB3096-2008声环境质量标准GB311.2-2002绝缘配合第二部分：高压输变电设备的绝缘配合使用导则GB3804-20043.6kV～40.5kV交流高压负荷开关GB3906-20063.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备GB5005310kV及以下变电所设计规范GB50054低压配电设计规范GB50059-9235～110kV变电所设计规范GB5006166kV及以下架空电力线路设计规范GB50116-1998火灾自动报警系统设计规范1 GB50217电力工程电缆设计规范GB50227并联电容器装置设计规范GB5273-1985高压电器、变压器及套管的接线端子GB772-2005高压绝缘子瓷件技术条件GB/T10228-2008干式电力变压器技术参数和要求GB/T11022-1999高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB/T13730-2002地区电网调度自动化系统GB/T14048.1-2006低压开关设备和控制设备第1部分总则GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程GB/T15166.3-1994交流高压熔断器喷射式熔断器GB/T16434高压架空线路和发电厂、变电站环境污区分级及外绝缘选择标准GB/T17467-1998高压/低压预装箱式变电站GB/T17468-2008电力变压器选用原则GB/T19638.2-2005固定型阀控密封式铅酸蓄电池GB/T6451-1999三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T7611-2001数字网系列比特率电接口特性DL442高压并联电容器单台保护用熔断器订货技术条件DL462高压并联电容器用串联电抗器订货技术条件DL5352-2006高压配电装置设计技术规程DL593-2006高压开关设备和控制设备标准的共用订货技术要求DL/T1053-2007www.bzfxw.com电能质量技术监督规程DL/T1074-2007电力用直流和交流一体化不间断电源设备DL/T401-2002高压电缆选用导则DL/T402-2007交流高压断路器订货技术条件DL/T404-20073.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备DL/T448-2000电能计量装置技术管理规程DL/T486-2000交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件DL/T499-2001农村低压电力技术规程DL/T5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程DL/T5044-2004电力工程直流系统设计技术规程DL/T5136-2001火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程DL/T5137-2008电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T5220-200510kV及以下架空配电线路设计技术规程DL/T5221-2005城市电力电缆线路设计技术规定DL/T5222-2005导体和电器选择设计技术规定DL/T5391-2007电力系统通信设计技术规定DL/T593-2006高压开关设备的共用订货技术导则DL/T601-1996架空绝缘配电线路设计技术规程DL/T615-1997交流高压断路器参数选用原则DL/T617气体绝缘金属封闭开关设备技术条件DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合2标准分享网www.bzfxw.com免费下载 DL/T621-1997交流电气装置的接地DL/T635-1997县级电网调度自动化功能规范DL/T687-1999微机型防止电气误操作装置通用技术条件DL/T721-2000配电网自动化系统远方终端DL/T725-2000电力用电流互感器订货技术条件DL/T726-2000电力用电压互感器订货技术条件DL/T728气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则DL/T781-2001电力用高频开关整流模块DL/T781-2001电力用高频开关整流模块DL/T791-2001户内交流充气式开关柜选用导则DL/T804-2002交流电电力系统金属氧化物避雷器使用导则DL/T813-200212kV高压交流自动重合器技术条件DL/T814-2002配电自动化功能规范DL/T857-2004发电厂、变电站蓄电池用整流逆变设备技术条件JB7569交流高压自动分段器电监安全【2006】34号关于印发《电力二次系统安全防护总体方案》等安全防护方案的通知Q/CSG10011-2005220kV～500kV变电站电气技术导则Q/CSG11502-2008110kV～500kV架空输电线路设计技术规定Q/CSG11503-2008中重冰区架空输电线路设计技术规定Q/CSG11624-2008www.bzfxw.com配电变压器能效标准及技术经济评价导则Q/CSG12101.2-2008营销自动化系统主站功能规范Q/CSGMS0308-2005中国南方电网有限责任公司电力系统电压质量和无功电力管理办法Q/CSG11501-200835kV及以下架空电力线路抗冰加固技术导则3名词术语3.0.1配电站在中低压配电网中，用于接受并分配电力、将中压变换为380V电压的供电设施。主要有以下三种型式：1)室内配电站变压器及其中低压配电装置装设于建筑物内（含地下）的配电站，简称室内站。2)箱式变电站由高压开关设备、变压器、低压开关设备、电能计量装置、无功补偿装置、辅助设备和联结件等元件组成的成套设备。在工厂内预先组装在箱体内，用以向低压输送电能。也称预装箱式变电站（简称箱式变）3)台架变变压器安装在露天台架或杆上的配电站。通常由跌落式熔断器、配电变压器和低压计量、配电、补偿装置组成。3.0.2开关站3 配电网中设有母线及其进出线设备、完成接受并分配电力、能开断电流的配电设施。分高压开关站和中压开关站。本导则仅用于中压，分为户外开关箱、小型开关站(室内)、中心开关站(室内)。3.0.3气体绝缘全封闭组合电器（GIS）将断路器、隔离开关、接地开关、互感器、避雷器、母线、连接件和出线终端等高压设备或部件全部封闭集成在充满SF6气体的封闭金属外壳内的高压配电装置。3.0.4单元式气体绝缘封闭组合电器（PASS、HGIS）以GIS技术为基础，将一个开关间隔内所有必要的设备如断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器等全部集成在同一个充满SF6气体的封闭金属外壳内。相当于一个完整高压间隔，除母线外其它带电设备全部封闭组装。其中，以PASS应用较为普遍。3.0.5紧凑型户外移开式高压组合电器（COMPASS）由SF6断路器、电流互感器、隔离开关、接地开关等组成，在制造厂预先完成整体组装，采用空气外绝缘的高压组合电器。其中，电流互感器、断路器组合为可移动的小车式。3.0.6重合器能够按照预定的开断和重合顺序进行自动开断和重合操作，并随后进行自动复位或闭锁的自具控制保护功能的开关设备。3.0.7分段器能够记忆通过故障电流次数，并达到整定次数后，在无电压或电流下自动分闸的开关设备。3.0.8剩余电流动作保护器www.bzfxw.com在规定的条件下，当被保护电路中剩余电流超过给定值时，能自动断开电路或发出报警信号的机械开关电器或组合电器。3.0.9一体化电源设备将直流电源、电力用交流不间断电源（UPS）和电力用逆变电源（INV）、通信用直流变换电源（DC/DC）等组合为一体，共享直流的蓄电池，并统一监控的成套设备。该组合方式是以直流电源为核心，直流电源与上述任意一种电源及一种以上电源所构成的组合体，均称为一体化电源设备。3.0.10安全自动装置在电力网中发生故障或出现异常运行时，为确保电网安全与稳定运行，起控制作用的自动装置。如自动重合闸、备用电源或备用设备自动投入、自动切负荷、低频和低压自动减载、自动解列等。3.0.11配电网自动化系统实现中低压配电网运行监控的自动化系统。具备配电SCADA、故障处理及高级应用功能，一般由配电自动化主站、配电自动化终端及通信系统构成，根据信息量的配置情况也可配置配电自动化子站。3.0.12调配自动化系统实现变电站及配电网运行监控的自动化系统。在一体化支撑平台上集成调度自动化和配电网自动化各种应用，具备调度及配电SCADA、故障处理及高级应用功能，一般适用于县级供电企业。4标准分享网www.bzfxw.com免费下载 3.0.13配电网管理信息系统根据配电网生产运行和综合业务管理需求，结合地理信息，建立配电网管理信息支撑平台，实现配电网设备资源、生产运行、综合业务及图资的管理，并提供相关辅助决策功能的信息系统。宜与配电网地理信息系统一体化建设，也可以分别建设配电网生产管理系统和配电网地理信息系统，实现两者之间的信息共享和系统集成。3.0.14营销自动化系统运用现代电子、计算机及通讯技术、通过对供电设备的电能量、负荷等信息进行采集、处理，实现供用电情况监测、控制的电力自动化系统，涵盖了传统意义上的厂站电能计量遥测、负荷管理、低压集抄与配变监测计量等系统。4总则4.0.1110kV及以下配电网技术装备必须贯彻国家的基本建设方针和技术经济政策，做到安全可靠、先进适用、经济合理、资源节约、环境友好、符合国情。4.0.2应积极依靠科技进步，提高配电网技术水平，提高装备的科技含量，以及城市配电网自动化水平。4.0.3110kV及以下配电网技术装备必须从实际出发，结合地区特点，积极稳妥地采用新技术、新材料、新工艺。4.0.4110kV及以下配电网技术装备应积极采用节能、降耗、环保、免维护或少维护的先进技术和产品。www.bzfxw.com4.0.5110kV及以下配电网技术装备除应按本规定执行外，尚应符合现行国家、行业和企业标准有关规定的要求，认真贯彻执行国家和地方颁发的强制性条文。4.0.6根据南方电网五省（区）地区的行政级别、城市重要性、经济地位和负荷密度等条件将其划分为四级，其中城市（含县级市）分为三级，县为第四级，供电分区分为六类。（参见《中国南方电网公司110千伏及以下配电网规划指导原则》（南方电网生[2009]4号））表4.0.6a地区级别划分表地区级别特级一级二级三级省会及其它其它城市，地、州政府所划分标准国际化大城市县主要城市在地注：现阶段主要城市包括广州、深圳、佛山、东莞、珠海、南宁、桂林、柳州、昆明、曲靖、红河、贵阳、遵义、海口、三亚，其中广州、深圳为国际化大城市。根据城市的发展变化，其它城市可以过渡为主要城市或国际化大城市。5 表4.0.6b地区级别与供电分区分类对照表地区级别A类B类C类D类E类F类22中心区或一般市区或10-20MW/km5-10MW/km城镇或特级乡村22230MW/km及以上20-30MW/km的郊区及城镇的郊区及城镇1-5MW/km2中心区或一般市区或5-10MW/km城镇或2一级30MW/km及以上乡村22220-30MW/km10-20MW/km的郊区及城镇1-5MW/km中心区或一般市区或郊区、城镇或2二级——20-30MW/km乡村22210-20MW/km5-10MW/km1-5MW/km县城或城镇或2三级————10-20MW/km乡村225-10MW/km1-5MW/km5通用技术原则5.1电压等级电压等级选择应符合GB156,南方电网配电网由110kV、35kV高压配电网，10(20)kV（下同）中压配电网和380/220V低压配电网组成。5.2短路电流5.2.1短路电流控制应遵循如下原则：短路电流控制水平应与电源容量、电网规划及开关设备开断能力相适应。各电压等级短路电流控制水平应相互配合。当系统短路电流过大时，应采取必要的限制措施。www.bzfxw.com5.2.2变电站、开关站及配电站母线的短路电流水平，不宜超过表5.2.2的规定：表5.2.2短路电流控制水平电压等级(kV)1103510短路电流控制水平（kA）4025205.2.3配电网短路电流达到或接近控制水平时，应通过技术经济比较，选择合理的限流措施，同时在选择开关站或配电站设备时，其技术参数应留有适当裕度，以避免在设备规定寿命期限内，制约配电网的发展或造成重复投资。常用的限流措施如下：1)母线分段，开环运行。2)合理选择网络接线，增大系统阻抗。3)采用高阻抗变压器。4)在变电站主变压器低压侧加装限流电抗器。5.3电能质量配电网电能质量必须符合国家有关标准的规定，参照标准见表5.3。6标准分享网www.bzfxw.com免费下载 表5.3电能质量参照标准名称参照标准供电电压偏差GB/T12325-2008电能质量供电电压偏差电力系统频率偏差GB/T15945-2008电能质量电力系统频率偏差公用电网谐波GB/T14549-1993电能质量公用电网谐波电压波动和闪变GB/T12326-2008电能质量电压波动和闪变三相电压不平衡GB/T15543-2008电能质量三相电压不平衡暂时过电压和瞬态过电压GB/T18481-2001电能质量暂时过电压和瞬态过电压5.4电气主接线电气主接线应根据变电站、开关站和配电站在配电网中的地位、出线回路数、设备特点及负荷性质等条件确定，满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资和便于扩建等要求。变电站电气主接线方式见表5.4a～5.4b，当110kV采用单母线接线时，不应采用GIS设备。开关站、配电站电气主接线可分为单母线或单母线分段接线。电气主接线图参见附录B。表5.4a110kV变电站供电分区A类B类C类D类E类F类电压等级单母线分段单母线分段单母线www.bzfxw.com单母线分段单母线分段单母线分段内（外）桥单母线单母线分段110kV单元内（外）桥单元单元内桥内桥内桥单元双母线双母线双母线35kV————单母线分段单母线分段单母线分段10kV单母线分段单母线四分段单母线四分段注：当110kV变电站有多回小水电等电源接入线路，且线路回路总数达到4回及以上时，110kV侧可采用双母线接线。表5.4b35kV变电站供电分区A、B、C类D类E类F类电压等级内桥单母线分段单母线分段35kV——单母线分段单母线单母线单母线10kV——单母线分段5.5中性点接地方式5.5.1中性点接地方式分为有效接地和非有效接地方式两大类。有效接地方式是指中性点直接接地和经低阻抗接地；非有效接地方式主要分为两种：不接地、经低电阻或消弧线圈接地。5.5.2中性点接地方式的选择原则7 1)主要由架空线路构成的配电网，当35kV、10kV单相接地故障电容电流不超过10A时，宜采用不接地方式；当超过上述数值且要求在故障条件下继续运行时，宜采用消弧线圈接地方式。2)电缆线路构成的10kV配电网，当单相接地故障电容电流不超过30A时，可采用不接地方式；超过30A时，宜采用低电阻接地或消弧线圈接地方式。5.5.3中性点接地方式遵循DL/T620有关规定，具体如下：1)110kV：直接接地或经低阻抗接地，中性点接地回路应能满足不接地运行。2)35kV、10kV：根据单相接地电容电流确定，一般采用不接地、经低电阻或消弧线圈接地。3)380/220V：直接接地。低压配电网采用TN-S、TN-C、TN-C-S、TT或IT供电系统。5.6变电站站用电5.6.1站用电源1)110kV变电站宜采用两台站用变，应接于不同的10kV母线或者35kV母线。2)35kV变电站站用变根据电源情况，接于35kV进线线路侧、35kV母线或10kV母线。当采用单母线接线时宜接于35kV母线，两路及以上电源进线的变电站可采用两台站用变。5.6.2站用电接线方式站用电采用按变压器划分的单母线接线，两段母线配置分段断路器或两个电源供一段母线的接线方式，宜同时供电分段运行，分段断路器或两个进线断路器设备自投装置，两段母线不允许并列运行，向同一负荷供电的两个回路应分别接在不同的母线上。5.7过电压保护与绝缘配合www.bzfxw.com5.7.1变电站变电站交流电气设备的过电压保护和绝缘配合应符合DL/T620和GB311.2。5.7.2架空线路绝缘配合、防雷和接地应符合Q/CSG11502、Q/CSG11503、GB50061、DL/T620，应使线路能在工频电压、操作过电压、雷电过电压等条件下安全可靠地运行。5.7.3高海拔修正高海拔地区需要对外绝缘进行海拔修正：1000米～1500米按1500米进行修正，1500米～2000米按2000米进行修正，2000米以上按实际情况修正。5.7.4防污110kV配电装置处于Ⅲ级及以上污秽区时，应采用屋内配电装置。布置在屋外的设备采取提高爬电距离、增加防污闪裙、涂防污漆等措施。5.8防雷与接地5.8.1变电站变电站防雷与接地应符合DL/T620和DL/T621。变电站必须设置防直击雷保护的设施和措施。5.8.2线路1)架空配电线路防雷与接地应根据线路电压、负荷性质和系统运行方式，结合当地现有线路的运行8标准分享网www.bzfxw.com免费下载 经验，地区雷电活动的强弱、地形地貌特点及土壤电阻率等情况，在计算耐雷水平后，通过技术经济比较，采用合理的防雷与接地。2)架空配电线路与电缆连接处应安装线路避雷器。3)架空电缆线路的承力钢绞线应逐基直接接地，其工频接地电阻不宜大于10Ω。5.8.3二次系统防雷二次系统防雷应做到统筹规划、整体设计，从接地、屏蔽、均压、限幅及隔离五个方面采取综合防护措施。对微机型测控装置通信接口、计算机网络接口、电能表通信接口、智能装置通信接口等处安装防雷保护器。对电源系统应按分级防护、逐级协调的原则加装电源SPD（电涌保护器）。5.9无功补偿及电压调整5.9.1无功补偿原则1)无功补偿应按照分区与就地平衡的原则，就地与集中补偿相结合，供电部门与用户补偿相结合，中压与低压补偿相结合，降损与调压相结合。2)在变电站10kV侧、配电站380V侧装设集中补偿电容器，在用电端装设分散补偿电容器。在E、F类供电区，当10kV线路供电距离长且配电站低压侧未装设无功补偿装置或补偿容量不足时，可在10kV线路设置无功补偿装置。当电容器分散安装在低压用电处且高压侧功率因数满足要求时，则不需在配电站安装电容器。3)无功补偿应优化配置，宜自动投切。变电站内电容器的投切应与变压器分接头调整协调配合，应www.bzfxw.com控制母线电压水平在规定范围之内。变电站和配电站内设置的并联电容器应保证高峰负荷时变压器高中压侧功率因数不低于0.95。4)配电网无功补偿应以容性补偿为主，在电容电流较大的电缆网中，可装设感性无功补偿装置。5)35kV～110kV变电站补偿装置的单组容量不宜过大，当110kV变电站单台主变压器容量为31.5MVA及以上时，每台主变宜配置两组电容补偿装置。6)配电站无功补偿装置安装在低压侧母线上，宜采用动态补偿，补偿方式采用三相补偿、分相补偿和混合补偿。7)在配置电容补偿装置时，宜合理选择串联电抗器的电抗率。电容器投退引起的过电压和谐波电流不应超过规定限值。5.9.2无功补偿容量配置1)35kV～110kV变电站无功补偿容量宜按主变容量的10％～30％配置。2)配电站补偿电容器容量宜按配电变压器容量的20～40％配置。3)10kV线路无功补偿补偿容量宜按线路输送无功功率的1/2～1/3配置。5.9.3提高电压质量的综合措施：1)调整主变分接头。主变配置有载调压开关，具备综合自动调压功能。无功补偿装置和有载调压开关共同作用，无功补偿设施根据功率因数和负荷变化投切。9 2)无功功率就地平衡。3)增大中低压架空线路导线截面，减小供电半径，平衡三相负荷。4)提高供电电压等级。5.9.4电压调整调节电网电压主要的主要采用发电机调压、变压器调压、调相机调压和投切无功补偿装置调压。5.10继电保护与自动化5.10.1继电保护及安全自动装置1)继电保护的配置和选型应根据配电网结构、一次接线方式，遵循“强化主保护，简化后备保护和二次回路”的原则进行。2)继电保护及安全自动装置应具有独立性、完整性、成套性，在变电站其它系统（直流电源除外）故障时，继电保护及安全自动装置应能正常工作。3)继电保护及安全自动装置应为微机型，装置的保护模块应配置合理，当装置出现单一硬件故障退出运行时，不能影响其它保护功能的正常运行。应具备向远方传送信息的通信接口分别接入变电站内计算机监控系统和继电保护及故障信息管理系统，并接收外时钟同步信号。4)继电保护及安全自动装置应带有本身故障录波和事件记录功能，并提供相应的远方通信和分析软件。5)继电保护及安全自动装置强电跳闸出口应设置硬接线连接片；继电保护装置投退应具备软压板投退功能和硬压板投退功能。装置中不同类型的保护，应设有方便的投退功能，每套主保护、后备保护要有www.bzfxw.com独立的投退硬接线连接片。6)继电保护及安全自动装置应同时具有软件自检监测功能和硬件巡检功能，当装置中任一元件损坏时，不应造成装置不正确动作，并提供告警信号和异常报文。7)继电保护及安全自动装置所有输出接点必须是无源接点，并应提供足够的信号接点，满足监控、录波、远动等要求。8)保护柜上每一套继电保护及安全自动装置应配置独立的直流断路器，直流断路器应能与上一级熔断器或直流断路器逐级配合。9)继电保护及安全自动装置的抗电磁干扰和电磁兼容应满足现行国家、电力行业和企业标准有关规定的要求。10)继电保护及安全自动装置的接地应满足中国南方电网公司继电保护反事故措施的相关要求。11)110kV及以下变电站宜配置独立组屏的专用保护试验电源装置；要求保护试验电源的直流输出采用高频开关电源模块，其纹波系数不大于5%。5.10.2变电站采用计算机监控系统，按无人值班设计。计算机监控系统为分层分布式网络结构，间隔层与站控层连接采用以太网。5.10.3自动化与信息系统10标准分享网www.bzfxw.com免费下载 1)县级供电企业应统筹考虑调度自动化和配电自动化系统建设，实现调度自动化和配电自动化应用功能的有机集成。2)应遵循统一规划，分步实施、技术先进、经济合理的原则，按照局部试点、推广应用和改进提高三个阶段，循序渐进推进配电网自动化实用化进程，逐步提高对配电网的监控能力和运行管理水平。3)应按照配电网运行管理的实际需求，依据南方电网配网生产管理信息系统功能规范，结合配电网地理信息平台，建设以配电网资源管理为核心的标准化、流程化、一体化的配电网管理信息系统。4)应采用功能全、低能耗、免维护的配电网监控设备，避免重复投资。配变监测计量终端应同时满足对配变运行监测、电能量采集及电能质量监测的要求，一套配电变压器不应安装一套以上的监测设备。5)应基于IEC61970、IEC61968系列标准，遵循公共信息模型和接口规范，实现配电网自动化系统、营销自动化系统及配电网管理信息系统的数据共享和系统集成。6)宜同步开展自动化及信息系统运行环境建设。结合运行需求，按照国家及行业标准，建设相应的自动化系统、管理信息系统机房及运行管理环境，或在现有条件下进行改造和完善5.10.4配电网二次系统安全防护应符合《电力二次系统安全防护规定》的要求，遵循安全分区、网络专用、横向隔离和纵向认证的原则，按照《南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范》的要求配置安全防护设备。5.11通信1)配电网系统通信应遵循“因地制宜、自建为主、技术领先、适度超前”技术方针。www.bzfxw.com2)通信通道配置应满足配电网系统生产和管理业务的通道要求。通信组网应遵循分级建设、分层接入的原则，充分利用现有电力系统通信资源。通信设备应遵循“安全可靠、经济实用、统一网管、扩容方便”的要求，其传输容量、接口数量、传输速度应满足近、远期电力系统业务通道的需求。3)高压配电网系统通信应优先采用光纤通信，没有光纤建设条件的站点可采用数字电力线载波、无线等通信方式，实现电力专用通信系统全覆盖，并适当考虑应急通信。实现远方控制端监控的无人值班变电站，通信还应满足视频监控通道要求。4)中低压配电网系统通信应结合各地区配电网供电分区的规划，因地制宜的选择光纤、电力线载波、无线等多种通信技术，对于重要用户、重点保供电区域，宜考虑应急通信。5)适当利用公网通信资源，弥补电力自建通信网络存在的困难。利用公网通信应严格按照电力二次系统安全防护的要求，设置安全加密和认证设备。为保证通信质量应与公网运营商制定统一的服务准则。6)应积极关注通信新技术的发展与应用，遵循先试点后推广的原则，为配电网系统通信提供更多灵活的解决方案。5.12防灾减灾1)在冰灾易发地区，线路设计应首先采用避冰及抗冰。若路径选择在高差相对较大，连续上下山地区，设计时应合理考虑导、地线的纵向不平衡张力，提高杆塔的抗冰能力。严重覆冰地段必要时宜按稀有的覆冰厚度进行验算。有条件地区可采用融冰及防冰等措施、设置观冰站（点）和开展高压配电线路覆冰11 在线监测，全面加强电网抵御冰灾的能力。2)处于地震烈度8度以上地区的线路设计时必须采取抗震措施，还应根据具体地质情况，合理配置基础，提高抵御地震灾害的能力。3)在台风多发地区，适当提高新建线路建设标准，设计时宜按稀有风速进行验算。4)铁塔距离地面8m以下螺栓应采用防盗螺栓，其它单螺栓均需采用防松措施。杆塔拉线宜采取合适的防盗措施，提高防盗能力。5)变电站的选址应避开地震断裂、滑坡、塌陷、溶洞地带，变电站平整标高应高于当地50年一遇洪水水位及满足排涝要求。6变（配）电站及开关站型式与布置6.1110kV变电站110kV根据布置形式可分为全户内布置、半户内布置（主变户外；主变及35kV户外；110kV、主变户外及35kV户内）、户外布置（10kV户内）。城市中心区宜选择户内布置或半户内布置，郊区或城镇宜选择户外或半户内布置，靠近海边或污秽严重的E、F类地区也可考虑采用户内布置型式。各地区不同供电分区110kV变电站型式宜按表6.1选择。表6.1110kV变电站型式选择表供电分区A类B类C类D类E类F类地区级别全户内布置半户内布置半户内布置户外布置特级www.bzfxw.com全户内布置半户内布置半户内布置全户内布置全户内布置半户内布置半户内布置全户内布置全户内布置半户内布置,户外布置一级户外布置户外布置半户内布置半户内布置户外布置半户内布置全户内布置半户内布置半户内布置户外布置二级———户外布置户外布置户外布置全户内布置半户内布置全户内布置半户内布置,户外布置三级——————户外布置户外布置户外布置半户内布置注：本表中A、B类供电分区的变电站型式选择不包括工业园区。对负荷密度达到A、B类供电分区条件的工业园区，其变电站型式可根据工程具体情况在设计时确定。6.235kV变电站6.2.135kV可分为户外布置、半户外布置（主变户外或主变及35kV配电装置均户外布置）和箱式布置。6.2.2临时性用电、严重污秽区宜采用箱式布置。6.2.3各地区不同供电分区35kV变电站型式宜按表6.2.3选择。表6.2.335kV变电站型式选择表供电分区A、B、C类D类E类F类半户外布置半户外布置变电站型式———半户外布置箱式布置全户外布置12标准分享网www.bzfxw.com免费下载 6.3开关站与配电站6.3.1开关站和配电站宜选用小型化、无油化、免维修、低噪音的节能型设备，与市政建设相适应，与周围环境相协调，宜实现标准化。6.3.2开关站各地区不同供电分区开关站的型式推荐按表6.3.3选择。6.3.3配电站配电站包括室内站、箱式变和台架变三种型式。各地区不同供电分区配电站的型式推荐按表6.3.3选择。表6.3.3各类供电分区开关站、配电站型式选择表供电分区A类B类C类D类E类F类室内站室内站室内站配电站型式室内站室内站箱式变台架变箱式变台架变台架变户外开关箱户外开关箱开关站型式小型开关站、户外开关箱中心开关站———小型开关站、小型开关站7主要电气一次设备7.1变压器7.1.1适用标准www.bzfxw.com1)变压器的选择应符合GB/T17468、GB1094.1、GB1094.2和GB1094.5。2)主变压器参数应符合GB/T6451和GB/T10228。配电变压器损耗参数应满足Q/CSG11624，其他技术参数应满足GB/T6451和GB/T10228。3)变压器绝缘水平应符合GB1094.3和GB311.2。7.1.2选型原则1)各地区应对变压器额定容量、电压比、阻抗电压、调压方式等标准化和系列化。2)应采用节能型变压器。3)110kV变压器宜采用三相、三线圈或双线圈、油浸式、有载调压或无励磁调压、自冷或自然油循环风冷、低损耗变压器。冷却方式优先采用自冷。4)35kV变压器宜采三相、双线圈、油浸式、有载调压或无励磁调压、自冷、低损耗变压器。5)10kV配电变压器宜采用三相（单相）、双线圈、油浸或干式、无励磁调压、自冷或风冷、低损耗变压器。6)配电变压器额定容量：油浸式不宜大于630kVA，干式不宜大于1000kVA。7)在满足消防防火的前提下，宜优先选用油浸式。8)配电变压器的损耗应满足Q/CSG11624，优先选用损耗达到能效目标限定值或能效先锋值的设备，通过TOC计算选择变压器型号和容量。在负载率低的区域宜采用非晶合金变压器。13 9)D、E、F类供电分区可选用单相变压器，单相变压器低压宜采用单相三线制。7.1.3主要参数变电站主变主要参数参见表7.1.3a，10kV变压器主要参数参见表7.1.3b。表7.1.3a变电站主变主要参数表110kV变电站35kV变电站容量（MVA）20、31.5、40、50、632.5、5、8、10m110±n×1.25%/37/10.5(11)kV(三绕组)m110±n×1.25%/37±2×2.5%/10.5(11)kVm(三绕组)无励磁调压：35±n×2.5%/10.5(11)kV(m＋n≤4)电压比mm110±n×1.25%/10.5(11)kV(双绕组)有载调压：35±n×2.5%/10.5(11)kV(m＋n≤6)m110±n×1.5%/10.5(11)kV(双绕组)冷却方式自冷（ONAN）或自然油循环风冷（ONAF）自冷（ONAN）U12=10.5%，U23=6.5%，U13=18%(三绕组)阻抗电压Uk=10.5%(双绕组)或Uk≤7.5%Uk=16～18%(双绕组)110kV侧有载调压或无励磁调压调压方式无励磁调压或有载调压35kV侧无励磁调压三绕组YNyn0d11接线组标号YNd11两绕组YNd11绝缘方式油浸式油浸式注：1、110kV有载分接开关级数在设计时根据工程实际情况确定，且m＋n≤16；m2、110kV侧采用无励磁调压时，分接档位为110±n×2.5%，m＋n≤4。www.bzfxw.com表7.1.3b10kV变压器主要参数表参数名称10kV变压器配电变压器≤1000额定容量站用变压器50～200（kVA）接地变压器200～1200单相变压器≤100配电变压器10.5(10)±2×2.5％/0.4/0.23kV站用变压器10.5(10)±2×2.5％/0.4kV电压比接地变压器注单相变压器10.5(10)±2×2.5％/±0.23kV冷却方式自然循环、强迫循环(干式)油浸式：Uk=4.0～4.5配电变压器干式：Uk=4.0～6.0阻抗电压(％)站用变压器U12=5.5%单相变压器Uk=3.5调压方式无励磁调压配电变压器DYnll接线组标号站用变压器DYnll接地变压器Zn,yn1；Zn,yn11；Zn绕组绝缘耐热F、H级（干式）绕组不平衡率最大不平衡率相为4％，线为2％注：专用接地变无电压比要求；接地变与站用变合用时，电压比按站用变选择。7.1.4技术要求14标准分享网www.bzfxw.com免费下载 1)铁芯应选用同一批次的优质、低损耗冷轧晶粒取向硅钢片或非晶合金（仅用于10kV）。2)绕组采用同一厂家、同一批次的铜导线。3)投切频繁的油浸式有载分接开关应装设在线滤油装置。4)储油柜宜采用波纹式箱体、全密封式结构。7.2高压组合电器7.2.1全封闭组合电器（GIS）1)适用标准①应符合DL/T728。②GIS内断路器投切能力、失步开断电流、开断空载线路能力、开断小电感电流(空载变压器)能力、投切并联电抗器能力、近区故障能力等电气参数和结构均应满足DL/T617。③绝缘水平应符合GB311.2。④套管及瓷瓶：应符合GB/T4109《高压套管技术条件》及GB8287《高压支柱绝缘子》。⑤SF6断路器还应符合GB12022-2002《工业六氟化硫》。2)选型原则GIS优先选用三相共箱，弹簧操作机构型式。3)主要型式与参数GIS主要型式与参数参见表7.2.1。www.bzfxw.com表7.2.1GIS主要型式与参数表系统标称电压(kV)110额定电压(kV)126额定电流(A)1250、2000额定短路耐受电流(kA)31.5、40额定峰值耐受电流(kA)80、100额定短路持续时间(s)3断路器操作机构弹簧、液压弹簧断路器断口单断口外壳铝壳、钢壳型式三相共箱、分箱开断空载线路能力分、合140A电容电流开断小电感电流(空载变压器)能力开断0.5A～15A空载电力变压器励磁电流近区故障特性开断90％和75％的额定开断短路电流SF6气体要求年泄漏量<0.5％，含水量<150μL/L4)技术要求①隔离开关和接地开关应具有表示其分、合位置和便于巡视的指示装置。15 ②GIS设备应能满足现场检修和试验的要求。7.2.2组合电器（PASS、COMPASS等）1)适用标准组合电器（PASS、COMPASS）尚无相应标准，参照GIS有关标准执行。①应符合DL/T728。②断路器投切能力、失步开断电流、开断空载线路能力、开断小电感电流(空载变压器)能力、投切并联电抗器能力、近区故障能力等电气参数和结构均应满足DL/T617。③绝缘水平应符合GB311.2。2)选型原则由于组合电器（PASS、COMPASS）设备种类较多，其结构型式各异。故型式选择应根据具体工程电力系统条件、资金、环境等方面因素综合确定。3)主要电气参数可参照GIS。7.2.3高压组合电器的选择原则各地区不同供电分区需采用高压组合电器时，宜按表7.2.3选择。表7.2.3高压组合电器选择表供电区分类A类B类C类D类E类F类地区级别GISGIS特级GISGISCOMPASS——PASSCOMPASSwww.bzfxw.comGISGISGIS一级——————PASSPASSCOMPASSGIS二级————PASSCOMPASS————COMPASSGIS三级————COMPASS————PASS注：为简化表格，表中用PASS为表示各类单元式气体绝缘封闭组合电器，包括HGIS等，并不仅限于一种具体的PASS型号。7.3断路器7.3.1适用标准1)高、中压断路器应符合GB1984、DL/T615、DL/T402。2)断路器的绝缘水平应符合GB311.2。3)SF6断路器还应符合GB12022-2002《工业六氟化硫》。7.3.2选型原则1)110kV采用SF6单柱断路器,配弹簧操作机构。2)35kV采用真空或SF6断路器，宜配弹簧操作机构，也可采用磁致动〔永磁〕操作机构。3)变电站内10kV应选用真空断路器，配电站、开关站内宜选用真空或SF6断路器。4)10kV断路器宜配弹簧操作机构，也可采用磁致动〔永磁〕操作机构。16标准分享网www.bzfxw.com免费下载 5)变电站内的断路器套管不宜内置电流互感器。7.3.3主要参数断路器主要参数参见表7.3.3。表7.3.3断路器主要参数表lO系统标称电压(kV)11035变电站配电站、开关站额定电压(kV)12640.512630、1250、2000、额定电流(A)630、1250、2000630、1250、2000630、12503150、4000额定短路耐受电流(kA)31.5、4025、31.5、4025、31.5、4025、31.5额定峰值耐受电流(kA)80、10063、80、10063、80、10063、80额定短路持续时间(s)3444绝缘型式SF6SF6/真空真空真空/SF6弹簧弹簧弹簧操作机构弹簧磁致动〔永磁〕磁致动〔永磁〕磁致动〔永磁〕手动(可用于线路)额定开断短路电流的额定开断短路电流的25％；25％；失步开断电流不作要求断口工频恢复电压为断口工频恢复压为2.0p.u.2.5p.u架空线路/电缆：6/100架空线路/电缆：投切电容器组开断容性电流能力(A)投切电容器组不重燃31.5/140不重燃不弹跳不弹跳开断小电感电流开断0.5A～15A空载变不作要求不作要求(空载变压器)能力www.bzfxw.com压器励磁电流开断90％和75％的额开断80％的额定开断近区故障特性不作要求定开断短路电流短路电流年泄漏量<0.5％，SF6气体要求同左不作要求含水量<150μL/L操作型式三相操作额定操作顺序分——0.3S——合分——l80S——合分7.4隔离开关与接地开关7.4.1适用标准1)应符合GB1985、DL/T486。2)绝缘水平应符合GB311.2。7.4.2选型原则1)隔离开关必须选择通过完善化技术审查的产品。2)110kV隔离开关主刀宜采用三相联动电动操动机构。3)35kV隔离开关宜采用三相联动手动操动机构。4)10kV隔离开关宜采用三相联动手动操动机构或单相手动操作。5)110kV主变中性点隔离开关应采用电动操动机构。7.4.3主要参数17 隔离开关主要参数参见表7.4.3。表7.4.3隔离开关主要参数表10系统标称电压(kV)11035变电站配电站、开关站及线路额定电压(kV)12640.512630、1250、2000、额定电流(A)630、1250、2000630、1250、2000630、12503150、4000额定动、热稳定电流31.5/3、40/325/4、31.5/4、40/425/4、31.5/4、40/425/4、31.5/4(kA/s)7.4.4技术要求1)隔离开关应具备分合电感、电容等小电流能力，应使电压互感器、避雷器、空载母线、励磁电流不超过2A的空载变压器及电容电流不超过5A的空载线路等，在正常操作时能可靠切断。2)变电站隔离开关应能可靠切断母线环流。3)变电站线路侧隔离开关接地刀应具备切合感应电流的能力。4)变电站隔离开关与其接地开关之间应有可靠的机械闭锁，不带接地开关的隔离开关应具有与携带型接地线联锁的机构。5)接地开关的额定短时耐受电流和额定峰值耐受电流应和主刀一致。7.5电流互感器7.5.1适用标准www.bzfxw.com1)应符合GB1208、DL/T725。2)绝缘水平应符合GB311.2。7.5.2选型原则1)110kV、35kV应采用SF6、油浸式或干式，10kV及以下应采用干式。2)数字化变电站宜采用光电式/电子式电流互感器。7.5.3主要参数电流互感器主要参数参见表7.5.3。表7.5.3电流互感器主要参数表10kV电流互感器设备110kV电流互感器35kV电流互感器变电站配电站、开关站及线路额定电压(kV)1103510额定电流比(A)300～1200/5（1）300～2000/5（1）；200～5000/5（1）；100～600/510P30/10P30/10P30/0.5/(10P40)/10P40/0.5/0.2次级排列(P1－P2）(10P30)/10P30/0.5/0.2S10P20/0.50.2SS；额定短时热稳定电流/4031.5；2540；31.5；2520持续时间(kA，4s)绝缘介质SF6、干式、油浸式干式、油浸式、SF6干式干式其它若采用纯瓷绝缘套管，要求采用高强瓷18标准分享网www.bzfxw.com免费下载 7.6电压互感器7.6.1适用标准电压互感器应符合GB1207、GB4703《电容式电压》、DL/T866《电流互感器和电压互感器选择及计算导则》。DL/T726。7.6.2选型原则1)110kV、35kV电压互感器的绝缘方式应采用SF6、油浸式或干式，10kV应采用干式。2)110kV、35kV电压互感器的结构形式宜采用呈容性电磁式或电容式。有计量要求的电压互感器应采用呈容性电磁式。3)数字化变电站宜采用光电式/电子式电压互感器。7.6.3主要参数电压互感器主要参数参见表7.6.3。表7.6.3电压互感器主要参数表设备1lOkV电压互感器35kV电压互感器10kV电压互感器额定电压(kV)1lOkV35kVlOkV1101.01.0351.01.01.0101.01.01.0额定电压比(kV)//1.0///////33333333333设备结构www.bzfxw.com呈容性电磁式、电容式呈容性电磁式、电容式电磁式绝缘介质SF6、油浸式、干式SF6、油浸式、干式干式7.6.4技术要求10kV电磁式电压互感器应带一次消谐装置和微机型二次消谐装置。7.7避雷器7.7.1适用标准1)应符合GB11032、DL/T804。2)绝缘水平应符合GB311.2。7.7.2选型原则1)35kV～110kV变电站应优先选用单相、户外、单柱式、无间隙金属氧化物避雷器。2)10kV线路避雷器宜带脱离器。7.7.3主要参数无间隙氧化锌避雷器主要参数参见表7.7.3。表7.7.3无间隙氧化锌避雷器主要参数表设备110kV110kV主变中性点35kV35kV中性点10kV额定电压〔kV〕102-10872515117最高持续运行电压(有效值)79.6-8458414113.619 〔kV〕标称放电电流〔kA〕101.55551/5μs陡波冲击残压(峰值)不大297-31515415451.8(57.5)于(20kA或10kA下)〔kV〕8/20μs雷电冲击残压(峰值)不266-28118613413445〔50〕{46}大于(20kA或10kA下)〔kV〕30/60μs操作冲击残压(峰值)不226-23917411411438.3(42.5){35}大于(3kA或2kA下)〔kV〕直流lmA参考电压不小于〔kV〕157-280103737324(25){24}2ms方波通流容量峰值(A)6004004004001504/10μs短时耐受电流(峰值)80/10080/1008080〔kA〕注：（）用于线路型，{}用于电容器7.7.4技术要求1)采用无间隙金属氧化物避雷器作为雷电过电压保护装置时，避雷器的持续运行电压和额定电压应不低于表7.7.4所列数值。表7.7.4避雷器的持续运行电压和额定电压表系统接地持续运行电压(kV)额定电压(kV)方式相地中性点相地中性点有效接地110kVU/30.45Umm0.75Um0.57Um不接地10kV1.1Uwww.bzfxw.comm0.64Um1.38Um；1.25Um不接地35kVUmUm/31.25Um0.72Um消弧线圈UmUm/31.25Um；1.25Um0.72Um；0.72Um低电阻0.8Um1Um高电阻1.1Um1.1Um/31.38Um；1.25Um0.8Um；0.72Um注：Um为系统最高运行电压(kV)。2)35kV及110kV变电站内避雷器应配置双向在线监测仪。7.8中性点接地装置7.8.1消弧线圈系统1)适用标准应符合GB/T10229《电抗器》的要求。2)选型原则①补偿容量的计算公式：Q=1.35IU/3（Ic为电容电流，Uc为线电压）。cc②宜采用自动跟踪补偿方式，补偿装置宜由厂家配套提供。按绝缘方式分油浸式和干式。户外宜采用油浸式，户内可采用干式。调节方式可采用调容式、调匝式、直流偏磁式、单相变－可控硅式等。③宜设置在变电站主变压器中性点，如主变无中性点引出，应装设专用接地变压器。接地变参数见20标准分享网www.bzfxw.com免费下载 表7.1.3b。3)主要技术参数消弧线圈容量、调压方式等参数应根据需补偿的电容电流经计算后确定。消弧线圈主要参数参见表7.8.1。表7.8.1消弧线圈主要技术参数表参数名称35kV消弧线圈10kV消弧线圈容量(kVA)500、630、900、1250315、400、500、630、800、900额定电流(A)0～（25～63）0～（52～150）冷却方式自冷（ONAN）自冷（ONAN）调节方式调匝式、高短路阻抗变压器式（相控式）、调容式、磁阀式7.8.2中性点接地电阻器1)适用标准应符合DL/T780《配电系统中性点接地电阻器》。2)选型原则①宜设置在变电站主变压器中性点，如主变无中性点引出，应装设专用接地变压器。接地变参数见表7.1.3b。②变电站中性点接地电阻器阻值的选型应在保证继保设备可靠动作的基础上，避免大故障电流造成地电位过高和对通讯设备的干扰，通常接地故障电流控制在15A～600A，其阻值通常在10www.bzfxw.comΏ～500Ώ。一般可用R=Up/(2～3)Ic，（Ic为电容电流，Up为相电压）计算。③电阻器材质宜采用电阻率高、耐高温、温度系数小、热容量大、准许通流时间长、耐腐蚀、无氧化、线性好、性能稳定的无感金属或非金属材料。④接地电阻承受中性点电压偏移允许值≥3%。3)技术参数中性点接地电阻器主要参数参见表7.8.2。表7.8.2接地电阻器主要参数表名称10kV中性点接地电阻器10额定电压(kV)3电阻器额定电流(A)400，600额定时间(s)10短时(10s)通流允许温升(K)760长时间(2h)通流允许温升(K)385电阻元件材料优质不锈钢电阻7.9母线7.9.1选型原则21 1)满足工作电流要求（按母线穿越功率进行校验）；22)满足经济电流密度不小于1.15A/mm要求；3)满足电晕要求；4)满足动、热稳定要求。7.9.2母线选型110kV采用户外常规配置时，母线型式宜为软母线。110kV采用封闭组合电器时，母线应采用与设备成套的全封闭母线筒或管母。10kV户内、外配电装置母线型式宜为铜母线，并应加热塑绝缘护套；也可采用绝缘铜管母线。7.10开关柜7.10.1适用标准10kV、35kV开关柜应符合DL／T404、DL791。低压开关柜应符合GB/T14048.1、JB/T9661《低压抽出式成套开关设备》。7.10.2选用原则1)户外负荷开关-熔断器组合电器宜选用全绝缘全封闭型。2)各类供电分区高中压开关柜宜按表7.10.2选择。表7.10.2开关柜选择表供电分区A类B类C类D类E类F类安装地点固定柜35kV——————固定柜www.bzfxw.com中置柜固定柜变电站中置柜固定柜中置柜10kV开关站负荷开关柜负荷开关柜负荷开关柜、中置柜负荷开关柜——配电站负荷开关柜、负荷开关-熔断器组合电器开关柜——固定式低压抽出式固定柜——抽出式注：35kV、10kV变电站内开关柜采用真空断路器。7.10.3主要参数1)开关柜主要参数参见表7.10.3a。表7.10.3a断路器开关柜主要参数表10kV开关柜名称35kV开关柜变电站开关站额定电压(kV)40.512630、1250、2000、额定电流(A)630、1250630、12503150、4000额定短路耐受电流(kA)25、31.5、4025、31.5、4025、31.522标准分享网www.bzfxw.com免费下载 额定峰值耐受电流(kA)63、80、10063、80、10063、80额定短路持续时间(s)444外壳防护等级：IP4XIP4XIP4X2)负荷开关柜主要参数参见表7.10.3b。表7.10.3b负荷开关柜（含负荷开关-熔断器组合电器柜）主要参数表技术参数名称负荷开关负荷开关+熔断器额定电压(kV)12额定电流(A)630200额定短时耐受电流(有效值)(kA/S)20/320/3额定峰值耐受电流(kA)50额定闭环开断电流(A)630200额定有功负载开断电流(A)630200接地故障电流(A)95额定转移电流(A)——1750熔断器预期短路开断电流——≥20(有效值,kA)接地开关2S短时耐受电流(kA)17.4额定短路电流关合次数≥5操作机构手动/电动操作电压(V)DC48、DC24、AC220开关柜外壳防护等级IP67（SF6气箱）；IP34（外壳）7.10.4技术要求1)开关柜、负荷开关-熔断器组合电器柜应具有完善的“五防”功能。2)负荷开关-熔断器组合电器柜负荷开关应采用三工位开关。3)负荷开关-熔断器组合电器柜配置故障指示器、带电指示器，并应能提供二次核相功能。4)开关柜配置带电指示器，并应能提供二次核相功能。5)开关柜应根据需要配备电动操作机构或预留安装位置，以满足后期实施配网自动化。6)SF6负荷开关-熔断器组合电器宜带气体压力计。7)10kV封闭母线桥外壳应有防涡流措施或采用非导磁材料。7.11熔断器7.11.1适用标准应符合GB15166.3《交流高压熔断器、喷射式熔断器》、DL/T640《户外交流高压跌落式熔断器及熔断件订货技术条件》。23 7.11.2选型原则1)需要分断和关合空载架空线路、空载变压器和小负荷电流时采用跌落式熔断器。2)跌落式熔断器应选用可靠性高、体积小和少维护的熔断器。3)35kV跌落式熔断器仅适用于站用变。7.11.3主要参数熔断器主要参数参见表7.11.3。表7.11.3熔断器主要参数表额定电压(kV)1240.5结构形式限流熔断器跌落式熔断器限流熔断器跌落式熔断器额定电流(A)100、200200100、200200熔丝电流(A)0.5～2001～2000.5～2001～200熔断器底座额定电流(A)100、200200100、200200额定开断电流(kA)≥12.5≥16额定开断容量(上限，MVA)5001000———额定开断容量(下限，MVA)10307.11.4技术要求熔断器应能开合不小于0.8A的变压器励磁电流和不小于0.3A空载电容电流。7.1210kV柱上开关10kV柱上开关包括柱上断路器、负荷开关、重合器、分段器。7.12.1适用标准1)应符合GB3804、GB/T11022、DL/T813、JB7569。2)绝缘水平应符合GB311.2。7.12.2选型原则1)10kV柱上开关绝缘型式宜采用真空或SF6。2)系统要求快速切除故障或快速切除故障可有效减少停电范围时，宜采用具有快速保护功能的智能型柱上断路器。3)重合器、分段器用于D、E、F类供电分区需实施馈线自动化的架空线路，或10kV线路距离较长、分支线较多需进行故障隔离的线路。7.12.3主要参数柱上负荷开关主要参数参见表7.12.3a～7.12.3d。表7.12.3a柱上断路器主要参数表参数名称参数额定电压(kV)12额定电流(A)630额定短路耐受电流(kA)2024标准分享网www.bzfxw.com免费下载 额定峰值耐受电流(kA)50额定热稳定时间(s)4表7.12.3b柱上负荷开关主要参数表参数名称参数额定电压(kV)12额定电流(A)630额定短路耐受电流(kA)20额定峰值耐受电流(kA)50额定热稳定时间(s)2额定电缆充电开断电流(A)5～20额定投切空载变压器电感电流(A)5～20表7.12.3c重合器主要参数表参数名称参数额定电压(kV)12额定电流(A)630额定最小启动电流可调，误差不大于±10%。额定短路耐受电流(kA)20额定峰值耐受电流(kA)50额定短路持续时间(s)4额定操作顺序分-t1-合分-t2-合分-t3-合分-闭锁表7.12.3d分段器主要参数表参数名称参数额定电压(kV)12额定电流(A)630额定短路耐受电流(kA)20额定峰值耐受电流(kA)50额定短路持续时间(s)4额定启动电流可调，误差不大于±10%。额定计数次数3次，可整定为1次或2次最长记忆时间可调最长复位时间可调7.12.4技术要求1)户外开关（包括操作机构）宜采用全封闭全绝缘型结构。2)柱上断路器和负荷开关应视需要配备电动操作机构或预留安装位置，以满足实施配网自动化。3)重合器的二次回路应具有抗电磁干扰能力。25 4)重合器、分段器应具有指示动作次数的计数器。5)重合器高压合闸线圈能耐受冲击电压60kV，对地耐受工频电压42kV（1min）和冲击电压75kV。6)重合器操作机构具有防跳跃性能。7)具有短路关合和负荷电流开断能力的分段器必须具有合、分的储能机构。7.13无功补偿装置7.13.1适用标准1)串联电抗器应符合DL/T462。2)并联电容器应符合DL/T840《高压并联电容器使用技术条件》。3)保护用熔断器应符合DL442。7.13.2选型原则1)串联电抗器户内安装优先选择干式铁芯、半铁芯，户外安装优先选择半铁芯、干式空芯、全密封油浸式三相一体铁芯电抗器。2)并联电容器优先采用框架式电容器成套装置，特定条件下可采用集合式(密集型)电容器，但对单台油量较多的集合式电容器应设置必要的消防设施。7.13.3主要参数电容器组主要参数及型式参数参见表7.13.3。表7.13.3电容器组主要参数及型式表额定电压〔kV〕10.5电容器组额定容量〔kVar〕1200、2400、3000、3600、4200、4800、6000、8000结构型式框架式、集合式接线方式单星形、双星形安装场地户外；户内7.13.4技术要求1)串联电抗器额定端电压，根据使用的串联电抗率选取。串联电抗率(%)0.10.30.514.5561213串联电抗器0.00610.0180.0300.0610.2860.3180.3810.8310.900额定端电压(kV)2)电容器额定电压的选用与采用串联电抗器的电抗率的有关。通常使用三种电压规格：串联电抗器(%)≤14.5～612～13电容器额定电压(kV)10.5/311/312/326标准分享网www.bzfxw.com免费下载 3)放电线圈额定一次电压与电容器电压对应。电容器额定电压(kV)10.5/312/311/3放电线圈额定一次电压(kV)11/312/34)当配用带抽头的集合式电容器时，放电线圈一次绕组也带抽头。5)电容器组电源侧及中性点应装设接地开关。6)10kV大容量电容器宜采用内熔丝保护。7)支柱绝缘子为实芯棒状，非导磁性。7.14低压电器7.14.1低压电器的选择应符合国家、行业和企业有关标准。7.14.2电器在短路条件下的通断能力，应采用安装处预期短路电流周期分量的有效值进行验算。当短路点附近所接电动机额定电流之和超过短路电流的1％时，应计入电动机反馈电流的影响。7.14.3配电站低压进线开关和分段开关应采用断路器，应具备联锁和闭锁功能。低压进线断路器不宜设置失（低）压脱扣装置。7.14.4配电站内自发电备用电源接入低压配电系统的断路器与市电断路器之间应设置电气及机械联锁，并采用四极断路器。7.14.5台架变、箱式变低压出线断路器宜采用动作电流可调节式断路器。7.14.6低压避雷器应采用无间隙金属氧化锌避雷器，主要参数参见表7.14.6。表7.14.6低压避雷器主要参数表系统标准电压持续运行电压直流1mA参考雷电冲击电流规格型号额定电压(kV)（有效值kV）(有效值kV)电压(kV)残压(kV)HY1.5W-0.5/2.60.500.380.42≥1.2≤2.6HY1.5W-0.28/1.30.28O.220.24≥O.6≤1.37.14.7剩余电流动作保护器1)保护方式选择原则①农村低压配电网宜采用TT系统，在末级进线总开关应装设剩余电流末级保护。对于供电范围较大或有重要用户的低压电网宜采用多级保护。进线总开关应采用四极。②TT系统中的移动式电器、携带式电器、临时用电设备、手持电动器具，应装设末级保护(Ⅱ类和Ⅲ类电器除外)。③剩余电流动作保护器动作后应自动断开电源，对断开电源会造成事故或重大经济损失的用户，也可采用信号报警方式。2)保护装置选择原则①剩余电流总保护宜采用组合式保护器，且电源的控制开关宜采用带分励脱扣器的低压断路器。剩27 余电流中级保护及三相动力电源的剩余电流末级保护，宜采用具有剩余电流、短路及过负荷保护功能的剩余电流断路器。②剩余电流断路器、组合式剩余电流动作保护器的电源控制开关，其通断能力应能可靠地分断安装处可能发生的最大短路电流。3)额定剩余动作电流的选择①总保护额定剩余动作电流选择应以实现间接接触保护为主，并在躲过低压电网正常泄漏电流情况下，额定剩余动作电流应尽量选小，以兼顾人身和设备安全的要求。总保护的额定剩余动作电流值宜为固定分档可调，其最大值可参照表7.14.7a确定:表7.14.7a额定剩余动作电流最大值季节非阴雨季节阴雨季节保护器额定剩余动作泄漏电流较小的电网50200电流值mA泄漏电流较大的电网100300注:1、由县供电企业技术主管部门根据气象记录确定阴雨季节起止月份。2、实现完善的分级保护后，允许将动作电流加大到500mA。②剩余电流末级保护中的家用电器、移动式电器、潮湿环境下电器以及临时用电设备的保护器应实现直接接触保护。其额定剩余动作电流值应小于上一级保护的动作值，但不应大于30mA。手持式电动器具额定剩余动作电流值为10mA，特别潮湿场所为6mA。③固定安装的电动机及其他电气设备装设的保护器，应实现间接接触保护。其额定剩余动作电流值应小于上一级保护器的额定剩余动作电流值。4)保护器分断时间的确定①在低压配电网中，当仅装设总保护时，应选用快速动作型保护器，其最大分断时间应符合表7.14.7b的规定。当采用完善的分级保护时，上一级应选用延时动作型保护器，其分断时间应比下一级保护器的分断时间至少增加0.2s，以实现选择性。此时总保护主要用于间接接触电击防护和电气火灾防护，其最大动作时间可根据运行经验在1s～2s范围中选定。②直接接触保护用的交流型剩余电流动作保护器的最大分断时间见表7.14.7c所示：表7.14.7b快速动作型保护器最大分断时间最大分断时间（s）IΔn（A）In（A）IΔn2IΔn0.25A≥0.03任何值0.20.10.04≥40(注3)0.2—0.15注：1、IΔn为额定剩余动作电流；2、In为额定电流；3、适用于由独立元件组装起来的组合式剩余电流动作保护器。表7.14.7c快速动作型保护器最大分断时间最大分断时间（s）IΔn（A）In（A）IΔn0.25A≤0.03任何值0.10.0428标准分享网www.bzfxw.com免费下载 ③延时型剩余电流动作保护器的延时时间优选值为0.2s、0.4s、0.8s、1s、1.5s、2s。延时型剩余电流动作保护器只适用于IΔn＞0.03的间接接触防护。8直流系统与交流不间断电源8.1直流系统8.1.1直流电源系统配置原则1)为满足无人值班直流供电冗余需要，110kV变电站直流电源系统宜配置两组高频开关充电装置和两组蓄电池。35kV变电站直流电源系统宜配置一组高频开关充电装置和一组蓄电池。由断路器加继电保护为主体设备的中压配电站宜配置一组高频开关充电装置和一组蓄电池，其它需实现配网自动化的开关站、配电站直流电源由配电自动化终端提供。2)直流负荷包括电气的控制、信号、测量和继电保护、自动装置、操作机构直流电动机、断路器电磁操动的合闸机构、站内交流不停电电源系统、远动和事故照明等负荷。事故照明宜采用手动切换方式。交流不停电电源系统应仅在变电站交流失压时使用直流电源的蓄电池组供电。3)各类隔离开关的电动操动机构电机和断路器的储能机构电机宜采用交流供电，以减轻站内直流负荷及简化直流供电网络。4)蓄电池应选用阀控式密封铅酸蓄电池，容量100Ah及以下的电池电压宜采用12V/单只，其它容量的电池电压采用2V/单只。5)直流系统电压采用48V、110V或220V。6)站内每组蓄电池容量选取应按全站事故放电不小于2小时计算。充电装置应选用高频开关电源模块，充电装置的高频开关电源模块应采用N+1模式,变电站每组蓄电池容量与充电装置额定电流（N个高频开关电源模块额定电流之和）的选择可参照表8.1.1。表8.1.1配电网直流系统选择表蓄电池（Ah）(单组)高频开关电源模块N名称直流电压直流系统（套）110V220V48V110V220V48V110kV变电站直流110V220V1300Ah200Ah60A40A35kV变电站直流110V220V1200Ah100Ah60A40A开关站直流48V165Ah20A配电站直流48V165Ah20A注：由断路器加继电保护为主体设备的中压配电站。7)两组蓄电池的直流电源系统应采用二段单母线接线，两段直流母线之间应设联络电器。每组蓄电池组和充电装置应分别接入不同母线。应满足在运行中两段母线切换时不中断供电的要求，在切换过程中允许两组蓄电池短时并列运行。29 8)充电装置应采用高频开关电源型充电装置，其稳流精度、稳压精度、纹波系数、效率、噪声、均流不平衡度等主要技术指标应满足8.1.5的要求。9)每套高频开关电源的交流输入应设2个回路，运行中1路工作1路备用，当工作电源故障时应自动切换到备用电源；10)直流系统的控制母线和合闸母线宜合二为一。11)当单组蓄电池容量在200Ah以上时宜设置专用蓄电池室，电池室应依据环境温度考虑装设空调机。8.1.2直流系统的功能1)具有交流电源自动切换功能；2)设有电池充电限流和充电屏输出总限流；3)具有交直流过压、过流保护、缺相保护和市电电压过高/过低关机保护；4)具有充电器超温保护；5)具有定期恒流补充充电功能；6)具有完善的防雷功能；7)具有绝缘在线监测功能。8.1.3直流系统的供电方式1)直流电源供电回路分为环形供电方式和辐射供电方式。2)主变各侧断路器、110kV断路器控制、保护回路直流供电电源应采用辐射供电方式，各间隔单元控制与保护装置电源直流供电回路应在直流馈线屏处分开。3)直流系统的供电方式见表8.1.3。表8.1.3直流系统的供电接线方式保护测控一高压组合电10kV(35kV)10kV(35kV)保护及其它体装置组屏户外常规配测控屏装置测控屏信号名称器的储能电开关柜保护开关柜控制屏的保护、操电合闸电源电源电源源电源电源作电源二回电源二回电源二回电源二回电源二回电源二回电源110kV辐射供电方保护、操作环形供电网环形供电网环形供电网环形供电网环形供电网环形供电网变电站式各一回电源络络络络络络二回电源二回电源二回电源二回电源二回电源35kV辐射供电方保护、操作——环形供电网环形供电网环形供电网环形供电网环形供电网变电站式各一回电源络络络络络二回电源二回电源开关站————————环形供电网环形供电网————配电站络络注：二回直流电源应分别经直流断路器接入环形供电网，正常时为开环运行。4)110kV变电站直流电源系统电气主接线与负荷分配图见附录C1。8.1.4直流系统的组成：每套直流系统主要由以下部分组成1)高频开关电源模块2)微机监控模块(每套充电装置各设一套)30标准分享网www.bzfxw.com免费下载 3)蓄电池在线监测装置4)微机型绝缘在线监测及接地故障选线装置5)电压监视装置6)直流馈线柜7)蓄电池组8.1.5直流系统的主要技术参数1)交流输入电压:380V±15%2)交流电源频率:50Hz3)直流系统电压:110V/220V4)直流母线电压范围:90～160V/180～320V5)稳流精度:<±0.5%(在10%～100%Ie时)6)稳压精度:<±0.5%(在10%～100%Ie时)7)纹波系数:<0.1%8)效率:>92%9)噪声:<55dB(距装置1m处)10)冷却方式:自冷11)高频开关模块输出电流不均衡度：<5%12)环境温度25℃时，蓄电池浮充和均充电压参照下表8.1.5或按蓄电池厂家推荐值选取。表8.1.5浮充电压和均充电压标称电压(V)浮充电压(V)均充电压(V)22.23～2.282.30～2.3512（2.23～2.28）×6（2.30～2.35）×613)2V蓄电池在环境温度20°C～25°C时的浮充运行寿命应不低于12年。8.1.6与站内监控系统的通信1）直流系统应设置数据通信口与变电站计算机监控系统通信,以实现变电站计算机监控系统对直流系统的监视与控制。2）重要的报警信号应通过无源接点上送监控系统。8.2交流不间断电源（UPS）8.2.1一般要求1)35kV、110kV综合自动化变电站应配置交流不间断电源，以满足站内监控系统、火灾自动报警系统、遥视系统、自动化设备对交流不间断电源的要求。2)交流不间断电源系统不配单独的蓄电池，正常运行时由站用电源供电，仅在变电站交流失压时，31 由变电站220V或110V直流系统供电。3)交流不间断电源系统全站共设一套，35kV、110kV站按2×(3kVA～5kVA)冗余配置，宜与馈线回路独立组一屏。8.2.2交流不间断电源的组成交流不间断电源系统由：（1）整流器、逆变器、静态转换开关、手动旁路开关、隔离变压器、滤波器等部件；（2）保护元件，如交流输入断路器、直流输入断路器、电流限制电路和欠过压保护电路等部分组成。8.2.3交流不间断电源系统接线与供电1)交流不间断电源系统应是一个完善的供电系统，采用两台UPS模块，宜采用互为备用接法，每台UPS模块各接一段母线，两段母线独立运行，当任一台UPS模块出现故障，另一台UPS模块手动切至该段母线。整套交流不间断电源具有2路交流输入，每组不间断电源具有1路直流输入。2路交流分别接于不同的站用电母线，2路直流输入接于不同的直流母线。2)站内重要的负荷采用双回路供电，一回工作、一回备用。3)其它自动化设备、继电保护设备采用辐射型供电方式。4)保护屏的打印机回路电源可采用环形供电方式。8.2.4与站内监控系统的通信1)交流不间断电源系统采用RS485接口与变电站计算机监控系统通信。2)以下信号干接点输出：进线交流消失、进线直流电压异常、装置故障、电源过载、逆变异常，直送监控系统。8.2.5主要技术指标见表8.2.5。表8.2.5交流不间断电源主要技术指标序号指标项目技术指标备注序号指标项目技术指标备注1标称交流输入电压AC220V10输出频率稳定度≤±0.172输入电压可变范围+15％-15％11总谐波含量≤3％3输入电流谐波成分<5％12双机切换时间<4ms4输入频率50Hz±5％13旁路切换时间<5ms5输入浪涌抑制性能D级防雷14备电时间2h110V(220V)输出功率因数0.86直流输入电压15+10％-12％带150％额定负7单机标称输出功率3kVA～5kVA16过负荷能力荷运行60s，带125％额定负荷运行10min8单机输出电压220VAC17噪音<50dB9输出电压稳压精度静态：220V±1％动态：220V±5％32标准分享网www.bzfxw.com免费下载 8.3一体化电源设备8.3.1一体化电源设备的选型应符合DL/T1074的要求。所含的子系统其基础功能及设备选型应满足国家、行业及南方电网公司相应的规程规范要求。其容量选择应同时满足各种电源负荷的要求。8.3.2根据站用直流一体化电源设备的技术设备的发展，在满足可靠性、经济型的前提下，在110kV、35kV变电站逐步推广应用。8.4通信电源8.4.1通信设备供电电源宜采用DC-DC电源变换装置。集成在一体化电源设备中，通信设备供电电源直流负荷计算时，事故放电时间按2小时计算，负荷系数为1，按冗余配置。8.4.2通信设备供电电源电压选择－48V。9继电保护与变电站自动化9.1继电保护9.1.1配置原则：1)110kV（35kV）主变压器保护①主变压器微机保护可按主、后分开单套配置，或采用主后一体双套配置；单套配置时，主保护与后备保护宜引自不同的电流互感器二次绕组。双套配置时，每套保护分别引自不同的电流互感器二次绕组。②110kV（35kV）主变压器保护按照单套配置时，采用主保护、各侧后备保护分机箱设置，每一侧配置一套后备保护，宜采用二次谐波制动原理比率差动保护；当采用双套保护配置时，采用主后一体共箱布置，另一套保护宜采用不同原理的差动保护。③主变压器应配置独立的非电量保护，非电量保护与电气量保护完全独立，没有任何联系。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。2)110kV线路配置一套完整的主保护和后备保护，有条件时，可配一套全线速动的主保护；根据系统稳定要求有必要时、能够改善整个电网保护的性能时，可配置两套全线速动的线路保护，采用主后一体共箱布置。3)35kV及10kV线路配置一套完整的主保护和后备保护。4)110kV母线保护110kV为双母线接线或系统有稳定需求的110kV变电站应配置一套微机型母线差动保护，110kV变电站可配置一套微机型母线保护。5)110kV母联（分段）断路器保护母联（分段）按断路器配置一套完整、独立的微机型充电保护及延时动作过流保护和一个三相操作箱。6)10kV无功补偿装置应配置一套完整的保护。7)每台站用变压器和接地变压器应配置一套完整的保护；站用变380V侧应配置备用电源自投装置。8)35kV（10kV）分段断路器装设充电保护及延时动作的过流保护。9.1.2配电网继电保护及自动装置宜按表9.1.2配置。33 表9.1.2a110kV、35kV变电站继电保护及自动装置配置表保护类别被保护设备名称自动装置出口组屏原则主保护后备保护带制动的差动、非电各侧带方向带时限的复合电压闭锁过宜在监控系统中设置主保护跳各侧，后备保护跳分设置一套保护时主后分110kV主变压器量保护流，过电流，零序电流、电压，间隙VQC软件调节主变分接段及各侧、闭锁低压备自投、过箱，设置双套保护采用主零序过电流，三侧过负荷头，故障录波负荷发信、闭锁有载调压后一体；宜独立组屏应二次谐波制动比率应各侧带方向带时限的复合电压闭锁设置VQC调节主变分接主保护跳各侧，后备保护跳分主后分箱，宜独立组屏35kV主变压器差动保护、非电量保过流，过电流，过负荷头，故障录波段及各侧、闭锁低压备自投、过护负荷发信、闭锁有载调压电缆或电缆、架空混合线路宜光纤差动长度不超过8kM的短线路、同应光纤差动可选配：杆架设的双回线随保护配置三相一次重应三段相间、接地距离,过电流，四合闸、设置独立备自投、110kV用光纤通道的双侧电源线路宜光纤纵联保护段零序线路故障测距、故障录跳本侧线路断路器宜独立组屏线路用载波通道的双侧电源线路宜高频纵联保护波单侧电源线路、没有全线速动应距离Ⅰ（t/0）应相间距离Ⅱ(t)、Ⅲ(t)，接地距离要求的线路Ⅱ(t)、Ⅲ(t)，四段零序方向过流110kV母线应纵联差动（双母线接线或系统有稳定需求时）过电流故障录波跳母线上所有断路器宜独立组屏110kV母线纵联差动可设置独立分段备自110kV母线分段应电流速断两段过电流跳本断路器宜独立组屏投，故障录波110kV桥分段设置备自投一般35KV线路应电流速断Ⅰ（t/0）三段式相间定时限零序、过流t，单相宜随保护配置三相一次跳本侧线路断路器35kV保护测控装置，宜装在双侧电源、环网中的长度低于宜纵联差动接地t,零序过流/小电流接地选线，低重合闸、可配线路故障主后跳本侧线路断路器，主保护线路高压柜4kM短线路周减载测距发远跳应电流速断两段相间过电流、可设置独立分段备自投保护测控装置，宜装在35kV母线分段跳本断路器高压柜10kV一般10KV线路应电流速断t/0过流t，单相接地t低周减载，过负荷宜随保护配置三相一次保护测控装置，宜装在1）跳本断路器线路电缆、架空短线路可纵联电流差动/多次重合闸高压柜34标准分享网www.bzfxw.com免费下载 表9.1.2a110kV、35kV变电站继电保护及自动装置配置表（续表）保护类别被保护设备名称自动装置出口组屏原则主保护后备保护应电流速断t/0，内低电压，单、双星－不平衡电压（电部故障：熔断器保护流）保护宜在监控系统中设置保护测控装置，宜装在10kV电容器跳本断路器过电压、过电流、零序电流/小电流接VQC软件调节无功高压柜地选线非有效接地过流t,小电流接地选线宜小电流接地选线装置选跳接地回路断路器10kV保护测控装置，宜装在应电流速断t/0零序保护出口三时段：接地变开接地变有效接地过流t、零序电流Ⅰ(t)Ⅱ(t)Ⅲ(t)高压柜关，本侧分段，主变低压0.4MVA以下应电流速断t/010kV应电流速断t/0，380V分段开关应设置0.4MVA以上及油浸变压器保护测控装置，宜装在站用应瓦斯保护过流t,零序Ⅰ(t)Ⅱ(t)，自投装置，空气开关应跳各侧断路器高压柜变压器应电流速断t/0，设操作单元0.8MVA（户外）应瓦斯保护保护测控化装置，宜装在10kV分段应电流速断t/0过流t分段备自投跳本断路器高压柜注：架空线路或电缆、架空混合线路，如用电设备允许且无备用电源自动投入时，应装设重合闸。35 表9.1.2b开关站、配电站继电保护和自动装置配置被保护设备名称保护配置自动装置油式<800kVA高压侧采用熔断器式负荷开关环网柜，用限流熔断器作为速断和过流、过负荷保护。干式<1000A10/0.4kV配电变压器油式≥800kVA高压侧采用断路器柜、配置速断、过流、过负荷、温度、瓦斯（油浸式）保护。干式≥1000A1、宜采用三相、两段式电流保护，视线路长度、1、具有双电源的配电装置，进线侧应设备用电重要性及选择性要求设置瞬时或延时速断，源自投装置；在工作电源断开后，备用电源保护装在电源侧，远后备方式，配用自动重动作投入，且只能动作一次，但在后一级设合闸装置；备发生短路、过负荷、接地等保护动作、电2、短线路、电缆线路、并联连接的电缆线路宜压互感器的熔断器熔断时应闭锁不动作。采用光纤电流差动保护作为主保护，配电流2、对多路电源供电的系统，电源进线侧应设置后备；闭锁装置，防止不同电源并列。10kV配电线路3、环网线路宜开环运行，平行线路不宜并列运行，合环运行的配电网宜配置纵差保护。4、对于经低电阻接地单侧电源单回线路应配置两段式零序电流保护。5、可能时常出现过负荷的电缆线路，应装设过负荷保护。6、对单相接地短路，在变电站母线上，应装设单相接地监视装置。配置短路过负荷、接地保护，各级保护应具有选择性。空气断路器或熔断器的长延时动作电0.4kV配电线路流应大于线路的计算负荷电流，小于工作环境下配电线路的长期允许载流量。注：1.护信息的传输宜采用光纤通道。对于线路电流差动保护的传输通道，往返均应采用同一信号通道传输。2.序电流构成方式：电缆线路或经电缆引出的架空线路，宜采用零序电流互感器；对单相接地电流较大的架空线路，可采用三相电流互感器组成零序电流滤过器。3.有效接地系统，保护装置宜采用三相配置。9.2自动装置9.2.1备用电源自动投入根据主接线方式要求，母联（分段、桥）断路器、线路断路器可配置备用电源自动投入装置，备自投逻辑应满足变电站运行方式改变时的不同要求，能方便地实现母联（分段）或桥断路器备自投、进线断路器备自投等。1)在下列情况下，应装设备用电源的自动投入装置：①具有备用电源的变电站站用电源；②由双电源供电，其中一个电源经常断开作为备用的电源；③降压变电站内有备用变压器或有互为备用的电源；2)备用电源自动投入装置应符合下列要求：①应保证在工作电源或设备断开后，才投入备用电源或设备；②工作电源或设备上的电压，不论何种原因消失，除有闭锁信号外，自动投入装置均应动作；36标准分享网www.bzfxw.com免费下载 ③自动投入装置应保证只动作一次。9.2.2低频低压切负荷（解列）装置根据系统要求配置微机型低频低压切负荷装置，装置本身应具有故障录波和事件记录功能；具有解列小水电并网点的110kV变电站应配置集中组屏的低频低压解列装置。9.2.3故障录波器对于110kV变电站，其线路、母联（分段）及主变压器可配置一套故障录波器。故障录波器软硬件均为嵌入式结构，采样频率可变且不低于10000Hz。9.2.4线路故障探测定位装置1)对于路径地形复杂、巡检不便的110kV、35kV长线路，宜配置专用故障测距装置。2)宜采用行波原理、双端故障测距装置，两端数据交换宜采用2M通道。3)每套行波故障测距装置可监测1～8条线路。9.2.5小电流接地选线装置35kV（10kV）小电流接地选线一般由监控系统实现，也可独立设置。9.2.6电压无功自动调节（VQC）1)110kV、35kV变电站原则上不设专用VQC装置，变电站电压无功调节功能宜通过与自动化系统配套的软件来实现。VQC通过自动化系统来接收各种数据，同时通过自动化系统发送各种调节命令对变电站内电压、无功进行综合调节控制。2)当110kV、35kV变电站接入的电网中无功变化很大，而变电站配置的计算机监控系统又不具备完善的VQC功能时，可配置专用的电压无功自动调节（VQC）装置。9.3变电站综合自动化9.3.1计算机监控系统变电站控制系统应采用计算机监控系统，110kV变电站和35kV变电站应按无人值班设计。1)系统设备配置监控系统应采用分层、分布、开放式网络结构，主要由站控层设备、间隔层设备和网络设备等构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备按工程实际建设规模配置。①站控层设备：主机兼操作员工作站、远动工作站、继保子站、五防系统、GPS对时系统、打印机、音响报警装置、网络设备等，远动通信设备冗余配置；监控系统主机宜独立组屏。②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。③间隔层设备：包括测控单元、网络接口等。④全站设一套GPS对时系统，采用IRIG-B（DC）码对时。实现站控层、间隔层及保护装置的时钟同步。⑤同期功能由相应测控单元实现。37 2)系统网络结构变电站计算机监控系统网络结构图见附录C2。①110kV变电站宜采用双网结构，35kV变电站宜采用单网结构，站控层网络与间隔层网络采用直接连接方式，网络传输速率为≥100Mb/s。②站控层网络应采用以太网。网络应具有良好的开放性，以满足与电力系统其他专用网络连接及容量扩充等要求。③间隔层网络应具有足够的传送速率和极高的可靠性，宜采用以太网。3)系统软件主机兼操作员工作站可采用UNIX、LINUX或经过软件加固的WINDOWS等安全性较高的操作系统。4)系统功能监控系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制，并具备遥测、遥信、遥调、遥控等全部的远动功能和同步对时功能，具有与调度通信中心交换信息的能力，实现调度端及集控中心对变电站的远方监视和控制。5)系统工作电源监控系统站控层工作站等设备采用站内UPS供电，隔层测控设备采用直流供电。间隔层需交流220V供电的设备，可采用直流逆变方式供电。9.3.2站内继电保护和故障信息子站系统1）为了提高110kV变电站运行的可靠性以及更好地分析事故原因，在变电站宜设置一套保护及故障信息管理子站，可与变电站计算机监控系统共网络，也可独立组网设置。2）该子站主要功能为：调用保护和故障录波的数据、进行远方保护定值的调用和修改以及应用较丰富的事故分析软件。3）采用调度数据网，将保信子站的信息上送地调保护故障信息管理系统。9.3.3五防系统1)在110kV、35kV变电站设置一套微机五防系统，原则上应选用微机五防装置加单元电气闭锁。2)微机五防系统配置应满足《中国南方电网有限责任公司防止电气误操作闭锁装置管理规定》南网安生【2005】26号文。3)微机五防系统的组成和适用范围①微机五防系统由五防工作站、电脑钥匙、各种锁具等组成。②适用于断路器、隔离开关和各电气网门等的操作闭锁。③断路器采用直流电气编码锁，与控制开关同装一面屏；隔离开关、高压开关柜（无完善的闭锁功能柜）和各电气网门亦应安装微机五防编码锁，五防锁就地安装。④GIS采用挂锁或直流电气编码锁。4)五防工作站应能与变电站计算机监控系统通过通信口通讯或直接与站控层网络连接，微机五防系统与变电站计算机监控系统应能相互校验执行站内的五防操作；微机五防系统与变电站计算机监控系统应38标准分享网www.bzfxw.com免费下载 能在其中之一系统故障的情况下,独立执行站内的五防操作。9.3.4110kV数字化变电站数字化变电站是以IEC61850为通信标准的信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站，基本特征为设备智能化、建模标准化、通信网络化、运行管理自动化。其结构如下：1)站控层站控层设备由主机（操作员站）、远动装置（双套）、五防工作站、继电保护信息子站等组成。站控层网络采用100M及以上工业以太网，系统按照IEC61850通信标准进行建模和信息传输。2)间隔层间隔层设备包括保护装置、测控装置、安自装置等设备，所有间隔层设备之间及间隔层对站控层的网络均采用100M及以上工业以太网，系统按照IEC61850通信标准进行建模和信息传输。间隔层设备与过程层合并器之间的通信协议必须符合IEC-61850-9-1或者IEC-61850-9-2的要求。3)过程层过程层数字化的实现，宜结合站内一次设备数字智能技术应用同步实现数字化，主要要求如下：①若过程层仍采用传统电磁式互感器，并拟实现过程层数字化，亦可通过就地配置合并器单元的方式将互感器输出信号转换为符合IEC-61850-9标准的数字信号。②若过程层采用一次智能设备（或一次智能终端）、电子式互感器和合并器，过程层可组建一个GOOSE专用网络来传输各种快速报文，该网络采用100M及以上工业以太网。根据一次设备数字化技术的不断发展，在满足可靠性、安全的前提下，可在110kV变电站试点应用。10调配自动化与信息化10.1县级调配自动化系统10.1.1覆盖范围及基本要求1)应覆盖所辖110kV变电站、35kV变电站，以及接入本级配电网的小水电等分布式电源。逐步实现10kV配电网变压器及主要开关设备的监测，最终覆盖所辖中压配电网的主要节点和所有公用配变。2)新建系统应采用调、配一体化模式，现有县级调度自动化系统，宜根据配电自动化的应用需求，逐步扩充、升级为调、配一体化系统。3)应对调度自动化、变电站自动化和配电网自动化的信息（数据）模型、信息（数据）流及控制流统一设计，在一体化支撑平台上实现调度自动化和配电网自动化应用功能的有机集成。4)应基于公共信息模型（CIM）建立统一的配电网模型，采用面向对象的应用开发体系，设计调度自动化及配电自动化统一的人机界面和数据库界面。5)应首先实现调度自动化功能，在此基础上可扩展实现配电网自动化功能。10.1.2县级调配自动化系统结构39 县级调配自动化系统一般由调配一体化主站系统、变电站自动化系统及配电自动化终端设备构成。典型结构参见附录D。10.1.3调配一体化主站系统应满足县级供电企业调度自动化和中低压配电网自动化的要求，实现配电网实时数据的采集和处理、运行监控、故障的监测与处理等功能，以及实现对接入本级配电网的小水电等分布式电源的遥测、遥信功能。1)应采用调配一体化应用支撑平台，具有统一的公共服务和系统管理，实现各种应用功能模块的即插即用。宜具备跨平台运行能力，支持在主流硬件及操作系统环境下运行。2)应实现调度及配电SCADA功能，主要包括：数据采集、数据处理、网络拓扑、控制调节、挂牌操作、事故追忆、集控管理及WEB浏览服务等功能。3)应支持变电站自动化系统及配电自动化终端设备的持续接入，具有开放的应用编程接口，支持平滑升级和功能扩展。4)应根据所辖变电站数量和配电网规模合理配置系统硬件及软件。关键节点及主干网络应冗余配置，应采用企业版关系型数据库。5)有条件的地区可实现与配电网管理信息系统的接口，基于公共信息模型，从配电网管理信息系统获取配电网设备台帐、地理信息及配电网模型，并为配电网管理信息系统提供配电网实时运行数据。6)应按照《电力二次系统安全防护规定》的要求，部署在“生产控制大区”。7)应配置相互独立双通道与上级调度机构通信。10.1.4变电站自动化系统县级供电企业应实现所辖变电站综合自动化，变电站综合自动化系统的有关要求参见9.3。10.1.5配电自动化终端设备对于具备自动化及通信条件的10kV配电线路，可配置配电自动化终端设备，实现对配电线路的监测。配电自动化终端设备的有关要求参见10.2.5。10.2配电网自动化系统10.2.1覆盖范围及基本要求1)终期应覆盖所辖中压配电网的主要节点和所有公用配变。2)特级和一级地区应建设独立的配电网自动化系统，二级地区可根据配电网规模建设独立的配电网自动化系统或在调度自动化系统基础上扩展实现配电网自动化功能。3)应采用开放的体系结构，模块化设计，满足配电网监控设备的不断扩充及大容量数据处理需求，支持平滑升级和功能扩展。4)系统结构设计应和配电网运行管理模式相结合。5)应遵循IEC61970、IEC61968系列标准，实现与调度自动化、配电网管理信息及营销自动化等系统的信息共享和系统集成。10.2.2配电网自动化系统结构40标准分享网www.bzfxw.com免费下载 1)根据配电网规模及运行管理模式，配电网自动化系统可分别采用“分区采集、分区应用”、“集中采集、分区应用”和“集中采集、集中应用”系统结构，典型结构图参见附录D2.1、D2.2和D2.3。2)按照南方电网地区分级原则，各供电企业可参照表10.2.2选择设计相应的系统结构。表10.2.2配电网自动化系统结构系统结构分区采集、分区应用集中采集、分区应用集中采集、集中应用在市局设置配电自动化主站系在市局设置配电自动化主站系市局不设置配电自动主站系统。统，负责全局配电网的数据采统，负责全局配电网数据的采在各分区供电局分别设置区局集、存储和维护。在各区局分别集、存储、维护、自动化系统运配电自动化主站系统，负责区局结构特点设置配电自动化远程维护和配行管理和配电调度。区局不设置所辖配电网的数据采集、存储、电调度工作站，负责各区局所辖配电自动化主站系统，亦不设置维护、自动化系统运行管理和配配电网的自动化运行管理和配配电自动化远程维护工作站和电调度。电调度。配电调度工作站。适用地区特级、一级特级、一级、二级二级市局自动化系统采用集中维护无分区供电局或市局自动化系各区局设有配电自动化系统运管理模式。各区局设置配电自动统采用集中维护管理模式，区局行维护部门和配电调度部门，并适用运行管理模式化运行和配电调度部门，但没有不设置配电自动化运行和配电具备自动化、数据库及通信网络自动化、数据库及通信网络等维调度部门，不具备自动化、数据等维护力量。护力量。库及通信网络等维护力量。3)对于采用“集中采集、分区应用”系统结构的特级和一级地区，可根据配电网规模和应用需求设置配电自动化后备主站系统。4)若某变电站供电范围内采用有线通信的配电自动化终端较多，且该变电站与配电自动化主站的通道无法实现大量配电终端的直接接入，宜在该变电站设置配电自动化子站系统。10.2.3配电自动化主站系统应实现对配电网实时数据的采集和处理、配电网开关的运行监控、配电线路故障的监测与处理及高级应用等功能。1)应采用面向对象技术和软件构件技术设计应用支撑平台，具有统一的公共服务和系统管理，实现各种应用软件模块的即插即用。应具备跨平台运行能力，支持在主流硬件及操作系统环境下运行。2)应实现配电SCADA功能，主要包括：数据采集、数据处理、网络拓扑、控制调节、挂牌操作、事故追忆及WEB浏览服务等功能。可建立基于地理信息的配电网监控、调度及运行管理界面。3)应实现配电线路故障监测及处理功能，根据配电自动化终端采集的故障信息，结合变电站继电保护、开关动作及其他信息，判断故障类型，确定并隔离故障区段，并根据配电线路负荷状况，实现负荷转供。4)随着配电网信息和数据量的积累，可逐步扩展实现配电仿真培训、状态估计、潮流计算、短路电流计算、负荷预测、网络优化及停电分析等高级应用功能。5)应根据所辖变电站数量和配电网规模合理配置系统硬件及软件,满足可靠性、数据一致性和安全性要求。关键节点及主干网络应冗余配置，应采用企业版大型关系型数据库。6)应实现与配电网管理信息系统的接口，从配电网管理信息系统获取配电网设备台帐、地理信息及配电网模型，并为配电网管理信息系统提供配电网实时运行数据。41 7)应按照《电力二次系统安全防护规定》的要求，部署在“生产控制大区”。10.2.4配电自动化子站系统1)配电自动化子站应具有2个以上网络通信接口和4个以上串行通信接口并能够根据需要进行扩展。实现一定范围内配电网数据采集、处理、存储、转发及故障处理功能。2)配电自动化子站宜配置显示及操作界面。3)宜选择工业级设备，满足恶劣运行环境要求。10.2.5配电自动化终端设备根据功能配置和安装位置不同，配电自动化终端设备可分为开关站、配电站监控终端（DTU）、配电开关监控终端（FTU）、配变监测计量终端（TTU）及其他简易监测终端。技术指标不低于DL/T721的要求。1)开关站、配电站监控终端①应采用模块化或插件式设计，可根据需要配置遥测、遥信、遥控、保护和故障处理功能，可根据需要扩展监控容量。至少应具备遥测及遥信功能。②应不少于1个网络口和2个串口，支持IEC870-5-101、IEC870-5-104通信规约。③应采用工业级、低功耗元件，满足在开关站恶劣环境运行的要求。防护等级不低于IP54级，环境温度适应范围不低于-25℃～+70℃。④应具有远方参数设置及维护功能。2)配电开关监控终端①应具有遥测、遥信和遥控功能，并能够与变电站10kV出线开关保护配合实现就地馈线自动化。②应不少于1个网络口和2个串口，支持IEC870-5-101、IEC870-5-104通信规约。③应采用工业级、低功耗元件，满足在户外恶劣环境运行的要求。防护等级不低于IP64级，环境温度适应范围不低于-25℃～+70℃。④应具有远方参数设置及维护功能，平均无故障时间（MTBF）不少于30000小时。3)配变监测计量终端实现配电变压器运行监测，其功能与性能应符合Q/CSG12101.5-2008。4)简易监测终端对于没有安装开关的电缆及架空线重要位置，可采用能够采集故障信号，具有当地指示或远程传输故障信息功能的简易监测终端，如故障指示器、带远传功能的故障指示器等装置。5)配电自动化终端功能配置①应根据供电区类别、线路类型、开关设备条件、通信条件及监控需求，灵活选择配电线路故障处理模式，合理配置配电自动终端设备。②A类、B类供电区域具备遥控条件（开关带电操机构，具备可靠通信通道）的开关站，应配置三遥功能的配电自动化终端；不具备遥控条件的开关站，宜配置两遥功能的配电自动化终端，预留遥控扩展接口。③在具备可靠通信条件下，可在架空线配置配电开关监控终端，通过远方控制开关分合，实现故障42标准分享网www.bzfxw.com免费下载 处理。在不具备可靠通信条件下，宜在架空线安装自动化分段开关，实现故障就地处理。10.3配电网管理信息系统10.3.1覆盖范围及基本要求1)应覆盖地级供电局和县级供电企业配电网设备资源的全生命周期管理、配电网运行维护管理及综合业务管理。2)宜按照面向服务的体系架构（SOA）设计，基于IEC61968配电管理系统接口规范，实现配电网管理信息的共享和工作协同。3)已建立配电网管理信息系统的地区，其他系统所使用的配电网台帐和电网模型均应以配电网管理信息系统按交换标准提供的设备台帐和电网模型为准。4)应按照《电力二次系统安全防护规定》的要求，部署在“管理信息大区”，与生产控制大区数据接口必须符合国家电监会及南方电网公司安全防护规定。单独建设的配电网地理信息系统亦应部署在“管理信息大区”。10.3.2配电网管理信息体系结构根据数据库服务器的配置地点，配电网信息系统可分为集中配置模式和分层配置模式。1)集中配置模式一般在地级供电局布置应用服务器、数据服务器和图形服务器，县级供电企业布置配电网信息管理客户端，以客户端方式通过网络登录到地级供电局集中布置的服务器上完成各自有关业务操作。地级供电局服务器将省网公司所需要的数据汇总到省网公司的生产管理系统服务器中。2)分层配置模式在地级供电局和县级供电企业分别布置应用服务器、数据服务器和图形服务器。地级供电局和县级供电企业通过各自局域网访问本单位服务器完成大部分的业务操作。县级供电企业服务器将地级供电局所需要的数据汇总到地级供电局的服务器中。地级供电局服务器将省网公司所需要的数据汇总到省网公司的生产管理系统服务器中。3)配置模式的选择应根据地区配电网规模和管理模式，因地制宜选择配置模式。特级地区及省网公司集中管理配电网的地区宜采用集中配置模式。10.3.3配电网管理信息系统功能要求1)应基于统一的流程引擎平台，实现配电网管理业务流程的电子化流转。2)应结合地理信息平台，实现电网模型建立和维护功能，并能根据业务需求按条件抽取相应专题数据模型提供给其他系统共享。共享的电网模型应包括电网拓扑关系结构。3)应实现配电网设备管理、运维管理和综合管理。各地区宜根据配网业务管理需求合理选择业务功能模块。4)应具备跨平台运行能力，支持在主流硬件及操作系统环境下运行。43 10.3.4配电网管理信息系统平台配置应根据地区配电网及所辖县级供电企业配电网规模、数据信息量、客户端数量及运行管理需求合理配置配电网信息系统硬件及软件。主要要求：1)关键节点如数据服务器、图形服务器及应用服务器宜冗余配置并集群运行。2)主干网络交换机应冗余配置。3)应采用企业版大型关系型数据库。4)宜采用在电力系统应用成熟的地理信息系统平台。5)采用的电子地图必须为矢量化电子地图。10.4电能质量监测10.4.1电能质量监测原则1)电能质量监测应按照污染源监测要求及用户对电能质量的要求进行。2)监测设备宜按供电区类别、电压等级及实际监测需求进行配置。10.4.2电能质量监测要求1)应根据供电区类别和污染源分布，合理设置监测点，并应随负荷及用户数量变化增减监测点数量。2)可采取连续监测、不定时监测和专项监测等监测方式。①连续监测主要适用于供电电压偏差和频率偏差的实时监测以及其他电能质量指标的连续记录。非线性负荷接入点和中枢变电站宜采用连续监测方式。②不定时监测主要适用于需要掌握供电电能质量但不具备连续监测条件的监测点。用于供电企业为满足对用户侧的电能质量指标而进行的临时监测或者对特定地点的不定期抽查监测。③专项监测主要适用于非线性设备接入电网（或容量变化）前后的监测，用以确定电网电能质量指标的背景状况和电能质量污染的实际水平，验证技术措施效果。主要用于用户侧的指标监测。3)中低压配电网的电能质量监测应与配电网自动化统一考虑。11计量与营销自动化11.1计量11.1.1计量装置的设置1)关口点关口计量点原则上设置在两个企业间的产权分界处。产权分界处不具备装表条件时，关口电能计量装置可安装在变压器另一侧或联络线的另一端。2)电力用户计量点①电力用户计量点原则上设置在电力设施的产权分界处。如产权分界处不适宜安装电能计量装置的：对专线供电的高压用户，可在供电线路的对侧处计量；对公用线路供电的高压用户，可在用户受电变压器的高压侧计量。②居民住宅、别墅小区应按政府有关规定实施“一户一表，按户装表”。44标准分享网www.bzfxw.com免费下载 11.1.2计量装置分类及准确度电能计量装置分类及准确度选择应不低于表11.1.2要求。表11.1.2电能计量装置分类及准确度选择[1]电能计量月平均用电量准确度等级装置类别（kWh）有功电能表无功电能表电压互感器电流互感器[2]Ⅰ≥500万0.2S或0.5S2.00.20.2S或0.2[2]Ⅱ≥100万0.5S或0.52.00.20.2S或0.2Ⅲ≥10万1.02.00.50.5SⅣ<315kVA2.03.00.50.5SⅤ低压单相供电2.0————0.5S注:1.除按月平均用电量区分计量装置类别外，还有用计费用户的变压器容量、发电机的单机容量、以及其他特有的规定，详见DL/T448的规定要求。2.0.2级电流互感器仅用于发电机出口计量装置。11.1.3计量表计选择原则1)110kV及以下电压等级的厂站计量点表计应采用三相多功能电子式电能表。2)10kV专变用户表计应采用三相多功能电子式电能表。3)安装配变监测计量终端的10kV公变计量点不再配置表计。4)低压用户表计宜采用电子化、低损耗的电子式电能表，也可采用长寿命机械表。11.2营销自动化系统11.2.1覆盖范围及基本要求1)应统筹考虑管辖范围内的各电压等级发电厂、变电站、大用户专变、10kV公共配变以及低压用户等各类计量对象，在地级供电局建设统一的数据平台。2)应采用一体化平台，实现厂站计量遥测、负荷管理、配变监测及低压用户集抄等综合应用。3)应在现有负荷管理系统、厂站计量遥测系统的基础上，整合现有的营销自动化通信网络、采集终端及其他相关系统资源。4)地级供电局营销自动化主站系统集中实现所有数据采集、处理及统计分析，县（区）及以下供电单位不再单独建设营销自动化主站系统。11.2.2营销自动化主站系统应符合Q/CSG12101.2的要求，按照《电力二次系统安全防护规定》及《南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范》的要求配置安全防护设备。11.2.3营销自动化终端设备营销自动化终端的功能应符合南方电网营销自动化技术系列标准的要求，参见表11.2.3。45 表11.2.3营销自动化终端功能要求营销自动化终端类别参照技术标准厂站电能量采集终端Q/CSG12101.7-2008,Q/CSG12101.9-2008负荷管理终端Q/CSG12101.4-2008,Q/CSG12101.8-2008配变监测计量终端Q/CSG12101.5-2008,Q/CSG12101.8-2008低压集中抄表集中器Q/CSG12101.6-2008,Q/CSG12101.8-200812配电网通信12.1通道配置县调、110kV变电站与上级调度机构应有两个独立的通信通道。根据配电网业务要求，各配电电压等级站点的通信通道配置、主要性能见表12.1。表12.1配电网通道配置表适用范围有通道要求的业县营销110kV35kV380V务类型通信通道实时性安全性调网点变电站变电站配电站开关站用户线路保护专线或专用光纤实时√保信子站网络实时√生产控调度自动化网络和2M专线实时制大区√√√配电网自动化网络或专线实时√√电能计量网络或专线准实时√√√√低压集抄网络或专线准实时√生产管理信息和管理信企业信息化业务网络非实时√√√息大区厂站远方视频监视网络或专线非实时√√注：1.√表示有此类业务通道需求。2.实时性、安全性是根据电力二次系统安全分区及业务重要等级分类。12.2通信组网12.2.1高压配电网系统通信组网要求1)自建电力光纤通信网应覆盖县调。2)自建电力光纤通信网宜覆盖110kV变电站，电力线载波可作为通信通道补充。3)35kV变电站应因地制宜的选择光纤、电力线载波、无线等通信方式满足业务通信通道的要求。4)地区传输网、调度数据网应覆盖110kV变电站和县调；综合数据网应覆盖县调和营销网点，宜覆盖有生产管理信息通道需求的110kV变电站。5)通道组织应根据所属地区的通信网络规划和建设要求，按照审定的通信设计方案进行建设。6)110kV线路光缆芯数宜配置为12芯～24芯，35kV线路光缆芯数宜配置为8芯～12芯。光缆应采46标准分享网www.bzfxw.com免费下载 用同一类型的光纤成缆，光纤类型宜选用G.652光纤。光缆建设原则见表12.2.1。表12.2.1高压配电网光缆建设原则表类型光缆建设县调光缆覆盖率应达到100％，光缆应满足N-1原则。110kV变电站光缆覆盖率应达到100％。A、B类供电区有条件的变电站光缆宜满足N-1原则。35kV变电站有通道要求且有光缆建设条件的变电站，宜建设光缆。12.2.2中低压配电网系统通信组网要求1)根据配电网自动化通道要求，各级地区各供电分区的对应中低压配电网系统通信方式选择见表12.2.2。表12.2.2各供电区中低压配电网通信方式选择表供电分区A类B类C类D类E类F类实现三遥宜采用光纤通信；不具备光缆建设条件的宜采用中可采用中低压载波或公网无线等通通信方式低压载波通信；没有专网条件的且只实现一遥或二遥的区信方式。域，可采用公网无线通信方式。注：1.中低压配电网的公网无线通信主要是指GPRS/CDMA或3G，不能用于传送遥控信息。2.自建新一代宽带无线通信技术在配电网中的应用，需根据研究和试点结果再定，所以不在本表中体现。2)A、B、C类供电区电缆沟管应预留通信光缆通道。A、B类供电区近期有配网自动化建设计划的，通信光缆的建设应与配电网建设同步进行。3)应结合现有电力通信资源和所选择的光纤、中低压电力线载波、无线等通信方式，按照骨干层、接入层的分层建设模式构建配电网系统通信网络。①骨干层应充分利用现有电力通信网络，通信汇集点宜选择110kV变电站或有光纤通信通道的35kV变电站，采用光纤通信方式。②接入层通信方式选择参照表12.2.2。4)要求实现三遥功能的配电终端应采用电力专用通信通道，只实现遥信、遥测的配电终端可采用公网无线通信方式。5)采用公网无线通信方式，应建立电力专用VPN通道。6)通信终端的通信接口，应优先采用RJ-45的10/100M自适应以太网接口，对于采用载波等其他有线通信方式，可采用串口通信。12.3设备要求12.3.1高压配电网通信设备要求1)110kV变电站至少配置1套独立的支持MSTP功能的光传输设备，至少具备2个光方向的接入能力，提供2M业务接口。对于处于电网末端的变电站设备容量配置不小于STM-1，处于通信网络主干环或汇聚多条通信链路的变电站设备容量配置不小于STM-4。47 2)对于有64kbit/s业务接口要求的变电站配置1套PCM设备。3)110kV变电站配置1套调度数据网接入层设备，设备应支持QoS、MPLS/VPN、组播、路由协议（OSPF、BGPv4、BGP4Extension、RIPv2）、不少于1个E1电路端口、1个千兆光口、8个10/100BaseT的接口，由地区调度数据网网管统一管理。4)110kV变电站配置1套综合数据网接入层设备或利用光传输设备的MSTP板卡提供综合数据通道，由地区综合数据网网管统一管理。5)只配置1套通信设备的变电站，通信设备应满足主控板卡、重要业务板卡冗余配置，采用双冗余电源配置、具有统一的网管功能，并应符合地区电力通信网络设备选型要求，同一网络层面上，成环的设备应选择同一厂家设备，方便设备的统一维护管理。6)有线路保护、调度等通道要求的35kV变电站可参照110kV变电站的设备配置。7)110kV变电站、35kV变电站的通信设备配置要求可参见附录E。8)变电站通信设备应独立组屏，通信电源原则上不配置独立，宜利用站用直流电源系统，满足通信电源需求。12.3.2中低压配电网通信设备要求1)通信设备应采用工业级、低功耗元件，满足在配电网点恶劣运行环境的要求。电磁兼容和抗电磁干扰应满足IEC-801-2，IEC-801-3和IEC-802-4的要求。2)光纤通信宜采用通过了国家工业环境认证的工业以太网交换机设备，应具有QoS、VLAN、组播、满足300ms以下的自愈时间、支持SNMP网络管理协议等功能，方便远程统一网管和本地维护。3)中低压载波宜采用电缆屏蔽层载波通信设备，电缆网应优先采用电感耦合方式，架空线路可采用电容耦合方式，应满足带宽容量600bps—4800bps，具备故障自动告警管理功能。4)公网无线通信设备，应提供1个标准RJ-45的以太网数据接口，具备断线重联机制、存储转发功能、支持常联模式和触发模式等工作模式、远程网管和本地维护等功能。5)通信设备应与配电自动化装置统一布置，宜与配电自动化终端集成化。6)通信设备不独立配置通信电源系统，与配电自动化专业共用。12.3.3县调通信设备要求1)配置2套独立的支持MSTP功能光传输设备，与变电站的传输设备组成县级传输网；根据接入变电站的数量，配置汇聚型PCM设备，方便64k业务接入及调度电话的接入；配置1套综合数据网汇聚层设备，提供OA等电力管理业务通道。2)通信设备应满足主控板卡、重要业务板块冗余配置、双直流电源、具有统一的网管功能，应符合地区电力通信网络设备选型要求。通信设备配置要求参见附录E。3)配置独立的-48V通信直流电源，电源系统应满足6小时后备时间。12.3.4营销网点通信设备要求配置1套综合数据网接入层设备，提供OA、营销MIS等电力管理业务通道，也可通过综合数据网承载软交换的方式实现营销网点电力系统的行政电话的覆盖。通信设备配置要求可参见附录E。48标准分享网www.bzfxw.com免费下载 12.4应急通信对重大自然灾害造成的高压配电网通信中断，可租用公网通信资源或利用电力自建宽带无线等其他通信作为高压配电网的通信应急手段。13线路13.1架空线路13.1.1路径1)高压架空配电线路路径选择应符合Q/CSG11502、Q/CSG11503和GB50061规定，中低压架空配电线路路径选择应符合DL/T522和Q/CSG11503规定。2)城市架空配电线路路径选择，应遵循以下原则：①应根据城市地形、地貌特点和城市道路网规划，沿道路、河渠、绿化带架设。路径力求短捷、顺直,减少同公路、铁路、河流、河渠的交叉跨越，尽量避免跨越建筑物。②应综合考虑电网的近远期发展，减少与其它架空线路的交叉跨越。③应避开易燃、易爆和严重污染地区。④应满足与电台、领（导）航台之间的安全距离和航空管制范围的要求，对邻近通信设施的干扰和影响应符合有关规定。⑤应满足防洪、防汛要求。13.1.2气象条件1）设计气象条件，应根据沿线气象资料和附近已有线路运行经验，按以下重现期确定基本风速和基本冰厚：①110kV线路及其大跨越，30年。②35kV线路大档距，20年。③35kV线路，15年。④10kV及以下线路，10年。如沿线气象资料与附录F典型气象区接近，宜采用典型气象区所列数值。2）确定基本风速时，应按当地气象台、站10min时距平均的年最大风速作样本，并采用极值Ⅰ型分布作为概率模型。统计风速的高度如下：①35kV和110kV配电线路大跨越，离历年大风季节平均最低水位10m；②10kV～110kV配电线路，离地面10m。3）对山区10kV～110kV架空配电线路，宜采用统计分析和对比观测等方法，由邻近地区气象台、站的气象资料推算山区的最大基本风速，并结合实际运行经验确定。如无可靠资料，宜将附近平原地区的统计值提高10%选用。4）10kV～110kV架空配电线路的基本风速，不宜低于23.5m/s。49 5）大跨越的基本风速，如无可靠资料，宜将输电线路附近陆上风速统计值换算到跨越处历年大风季节平均最低水位以上10m处，并增加10%，然后考虑水面影响再增加10%后选用。大跨越的基本风速不应低于相连接的陆上输电线路的基本风速。必要时，还宜按稀有风速条件进行验算。6）地线设计冰厚，除无冰区外，应较导线增加5mm，冰区划分仍然按导线覆冰厚度。7）重冰区的35kV及以下架空线路的最大设计冰厚不宜超过30mm，超过此值的地区可采取保杆保线或保杆弃线。8）设计冰厚的分级、统计方法；特殊地形、微气象条件的影响；年平均气温的取值方法；安装工况，雷电过电压工况，操作过电压工况下的气象条件组合及覆冰气象条件等应符合Q/CSG11502和Q/CSG11503的规定。13.1.3导线和地线1）导线型号的选择①高压配电线路导线宜采用钢芯铝绞线、钢芯铝合金线、光纤复合相线（OPPC）等；沿海及有腐蚀性气体的地区应选用防腐型导线，如铝包钢芯铝绞线，铝包钢芯铝合金线等；对于增容改造的高压配电线路，可选用耐热导线、软铝导线或其它特殊导线。②中低压架空线路导线型式推荐参照表13.1.3a选择。表13.1.3a中低压架空配电线路导线型式选择表供电分区B类C类D类E类F类电压等级铝芯绝缘导线铝芯绝缘导线铝绞线钢芯铝绞线中压铝绞线铝绞线钢芯铝绞线铝绞线钢芯铝绞线钢芯铝绞线铝芯绝缘导线铝芯塑料导线铜芯塑料导线铜芯塑料导线铝芯集束导线低压铜芯塑料导线铜芯集束导线铜芯集束导线铝芯塑料导线铝芯集束导线2）高压线路导线截面应满足负荷发展的要求，根据经济电流密度选择，一般地区的110kV线路导线22铝截面不宜小于185mm，35kV线路的导线铝截面不宜小于120mm。3）中压架空线路导线截面参照表13.1.3b选择。表13.1.3b中压架空线路导线截面选择表222供电分区主干线(mm)次干线(mm)分支线(mm)B、C、D类240、185150、12095、70架空线路E、F类185、150、120120、95504）架空地线应满足电气和机械使用条件的要求，一般地区可选用镀锌钢绞线或复合型绞线；沿海及有腐蚀性气体的地区宜选用铝包钢绞线。若有通信要求，可选用光纤复合架空地线（OPGW），相应的分流地线宜采用铝包钢绞线。5）为提高耐雷性能，架空地线（包括OPGW）的外层单丝直径不宜小于3.0mm。50标准分享网www.bzfxw.com免费下载 6）导、地线在弧垂最低点的设计安全系数不应小于2.5，悬挂点的设计安全系数不应小于2.25。地线的设计安全系数宜大于导线的设计安全系数。通过市区的线路，导、地线的安全系数可适当增大0.5～1.0，跨越市区主要街道时，其安全系数可取5.0以上。7）架空绝缘导线的设计安全系数不应小于3.0。8）验算导线允许载流量，验算地线的短路热稳定时的导地线允许温度；导地线的防振措施；导地线的塑性伸长数据；地线与导线的配合等要求应符合Q/CSG11502的规定。9）地线用铝包钢绞线和其他绞线时，地线与导线的配合参照Q/CSG11502中镀芯钢绞线的规定。13.1.4绝缘子和金具1)35kV～110kV配电线路的绝缘子型式应根据工程所处环境特点选择，0、Ⅰ、Ⅱ级污区宜选用标准型绝缘子，Ⅲ、Ⅳ级污区宜选用大爬距绝缘子和棒形绝缘子。10kV直线杆宜采用瓷绝缘子或瓷横担，耐张杆采用用悬式绝缘子串。低压线路宜采用线轴式、针式、蝶式绝缘子。2)采用黑色金属制造的金具表面应热镀锌或采取其它相应的防腐措施。选择金具时，宜优先选用节能型金具。3)一般地区的绝缘子和金具的安全系数应符合Q/CSG11502的规定。城市线路的绝缘子和金具的安全系数宜适当提高。4)35kV～110kV同塔双回路的悬垂串，可选择不同型式的绝缘子。13.1.5绝缘配合、防雷和接地1）绝缘配置应依照各地区的污区分布图为基础，结合线路附近的污秽和发展情况，综合考虑环境污秽变化因素，选择合适的绝缘子型式和片数，并适当留有裕度。对于0、Ⅰ级污区，可提高一级绝缘配置；对于Ⅱ、Ⅲ级污区，宜按中、上限进行配置；Ⅳ级污区应在选线阶段尽量避让，如不能避让，采取措施满足污秽要求。2）在海拔1000m及以下地区，悬垂绝缘子串绝缘子片数，不小于表13.1.5的数值。耐张串在表13.1.5的基础上增加1片。表13.1.5悬垂绝缘子串绝缘子片数标称电压（kV）35110单片绝缘子的高度（mm）146146绝缘子片数383）同塔双回高压配电线路，为减少雷击同时跳闸率，可采用平衡高绝缘。4）110kV线路宜全线架设地线，35kV线路宜在变电所或发电厂的进线段架设1km～2km地线。地线对边导线的保护角：垂直排列的双回路或多回路双地线的35kV～110kV线路，在覆冰10mm以下地区，保护角宜不大于0°；在中冰区宜不大于10°。对于单回路线路，在轻、中冰区，双地线线路对边导线的保护角宜不大于15°，单地线线路宜不大于20°；重冰区线路的保护角可适当加大。51 5）110kV线路为了减少导线与地线间闪络事故，可将重冰地段的地线按运行相电压绝缘。冰期过后，应恢复地线直接接地方式。6）重污秽区及沿海地区，10kV绝缘子的绝缘水平，采用绝缘导线时宜取15kV或20kV，采用裸导线时应取20kV。7）10kV架空绝缘导线线路，应考虑防雷措施。8）塔头最小空气间隙，带电作业校验间隙，相间最小间隙，档距中央导地线间距离，杆塔接地等的要求都应符合Q/CSG11502-2008、Q/CSG11503-2008、DL/T5220-2005和GB50061的规定。13.1.6导线布置1）高压架空导线布置应符合Q/CSG11502-2008、Q/CSG11503-2008和GB50061的规定。2）双分裂导线在轻冰区可采用垂直或水平排列，在中、重冰区宜采用水平排列。3）中压架空线路导线布置宜采用三角形、垂直、水平排列，低压架空线路导线宜采用垂直、水平排列。13.1.7杆塔和基础1）杆塔型式的选择:①城区宜采用双回路或多回路钢管杆或窄基铁塔；城市远郊可采用自立式铁塔或不打拉线的混凝土电杆；②在平地和丘陵等便于运输和施工的非农田和非繁华地段可采用拉线铁塔和钢筋混凝土杆；③对于山区线路，应依据地形特点，配合高低基础，采用全方位长短腿结构型；④在清理走廊费用比较高及走廊较狭窄的地带，宜采用导线呈垂直或三角型排列的杆塔；⑤在重冰区宜采用单回路，导线水平排列的自立式杆塔；⑥居民区、检修困难的山区、重冰区、交叉跨越点及两侧档距或标高相差较大的地方，不应采用转动横担或变形横担。⑦钢管杆及铁塔离地2.5m以上应有登杆塔设施，钢管杆的横担宜安装高空防坠装置。2）重冰区和重要交叉跨越的铁塔基础不宜采用角钢插入式基础。3）杆塔荷载及材料，杆塔结构设计基本规定和杆塔结构、杆塔基础都应符合Q/CSG11502-2008、Q/CSG11503-2008和GB50061的规定。其中结构或构件的承载力极限状态表达式：γ0(γGSGK+θΣγQiSQik)≤R中的重要性系数γ0，在计算跨越标准轨铁路、高速公路、特级和一级城市主要道路两侧的杆塔承载力时，宜取1.1。13.1.8对地距离及交叉跨越1）线路与标准轨距铁路、高速公路、通航河流及特级和一级城市主要道路交叉时，采用独立耐张段，独立耐张的档数小于或等于3档；2）特级和一级城市的市区及近郊的35kV～110kV线路对地距离宜取12.0m。3）一些主要交叉跨越两侧杆塔的绝缘子串应采用双串。4）其它要求应符合Q/CSG11502-2008、Q/CSG11503-2008和GB50061的规定及国家和地方颁发的强52标准分享网www.bzfxw.com免费下载 制性条文规定。13.2电缆线路13.2.1电缆线路应用条件以下情况宜采用电缆线路：1)在市区繁华地段、市区主干道、高层建筑群区以及城市规划和市容环境有特殊要求的地区。2)在国家和省级风景名胜区的主要景观区域。3)通道狭窄，架空线路走廊难以解决的地区。4)沿海地区易受热带风暴侵袭的城市的重要供电区域。5)对供电可靠性有特殊要求，需使用电缆线路供电的重要用户。6)电网运行安全需要的地区。13.2.2路径1)电缆路径的选择应符合下列规定：①应避免电缆遭受机械性外力，过热、腐蚀等危害。②满足安全要求条件下，应保证电缆路径经济合理。③应便于敷设、维护。④宜避开将要挖掘施工的地方。2)城市电缆路径应与城市总体规划相结合，应与各种管线和其它市政设施统一安排，应征得城市规划部门批准。3)供敷设电缆用的土建设施宜按电网远景规划并预留适当裕度一次建成。4)直埋敷设的电缆，严禁平行敷设于地下管道的正上方或正下方。电缆与电缆、管道、道路、构筑物等之间的容许最小距离，应符合表13.2.2的规定。表13.2.2电缆与电缆、管道、道路、构筑物等之间的容许最小距离（m）电缆直埋敷设时的配置情况平行交叉电力电缆之间或与控制电10kV及以下电力电缆0.10.5①缆之间10kV以上电力电缆0.25②0.5①不同部门使用的电缆0.5②0.5①热力管沟2③0.5①电缆与地下管沟油管或易（可）燃气管道10.5①其他管道0.50.5①31.0电缆与铁路101.0电缆与建筑物基础0.6③—电缆与公路边1.0③—电缆与排水沟1.0③—电缆与树木的主干0.7—53 电缆与1kV以下架空线电杆1.0③—电缆与1kV以上架空线杆塔基础4.0③—注：1.用隔板分隔或电缆穿管时不得小于0.25m；2.用隔板分隔或电缆穿管时不得小于0.1m；3.特殊情况时，减小值不得大于50%。5)电缆跨越河流时，宜优先考虑利用交通桥梁或交通隧道，并需征得桥梁或隧道设计和管理部门认可；如无交通桥梁或交通隧道可利用时，可采用顶管、水下埋设或建设电缆专用桥、专用隧道等。13.2.3电缆型式与截面1）高压电缆宜选用铜芯交联聚乙烯绝缘（XLPE）单芯电缆，截面较小的35kV电缆可采用三芯电缆。中压电缆宜选用铜芯交联聚乙烯绝缘（XLPE）三芯电缆。低压电缆宜选用铜芯交联聚乙烯绝缘（XLPE）或铜芯聚氯乙烯绝缘（PVC）电缆。2）敷设于水下的电缆，应通过技术经济比较，选择合理的电缆型式。3）电缆截面应根据规划输送容量、并按长期发热和电压损失校验，同时还应满足通过系统最大短路电流时热稳定的要求。13.2.4电缆护层和电缆附件电缆护层和电缆附件的选择应符合GB50217的规定。1)电缆护层应按敷设方式及敷设场所的特点选用不同的护层。2)电缆附件应根据电压等级、绝缘类型、安装环境及联接电器型式等因素选择，满足可靠、安全、经济合理的要求。电缆终端和接头的额定电压及其绝缘水平不得低于所连接电缆的额定电压及其要求的绝缘水平；其外绝缘必须符合安装处海拔高程、污秽环境条件所需爬电比距的要求。13.2.5电缆金属护层的接地1)三芯电缆的金属层，应在电缆线路两端和接头等部位实施接地。2)单芯电缆的金属层的接地方式应符合GB50217的有关规定，电缆金属层上任一点非直接接地处的正常感应电势最大值应满足下列规定：①未采取有效防止人员任意接触金属层的安全措施时，不得大于50V。②除上述情况外，不得大于300V。13.2.6电缆敷设1)电缆敷设方式应根据工程条件，环境特点和电缆类型、数量等因素，按照运行可靠、便于维护、检修、经济合理的原则选择。各种敷设方式都应符合GB50217和DL/T5221的规定。在隧道沟、浅槽、竖井、夹层等封闭式电缆通道中，不得布置热力管道，严禁有易燃液体的管道穿越。2)各种敷设方式所适用的电缆根数宜符合表13.2.6的要求。54标准分享网www.bzfxw.com免费下载 表13.2.6电缆敷设方式适用的电缆根数排管敷设方式直埋电缆沟隧道110kV35kV及以下敷设电缆根数6根及以下16根及以下21根及以下21根及以下16根及以上3)敷设在排管、电缆沟、隧道里的每根电缆都应在竖井、过道边挂上有电缆线路名称及相序的标志牌。4)电缆沟和排管（顶管）的布置方式可参照附录H。14安防系统14.1火灾自动报警系统14.1.1变电站的火灾探测报警系统的设计应符合GB50116和GB50229《火力发电厂与变电站设计防火规范》的规定。14.1.2110kV变电站、35kV无人值班变电站应设置一套火灾报警系统（区域报警器），应采用经国家和地方有关产品质量监督检测单位检验合格的产品。14.1.3宜采用编码传输总线制火灾报警系统，一般包括自动报警控制器、各类火灾探测器、手动报警按钮、隔离模块、信号模块、联动控制模块等设备。14.1.4自动报警控制器容量应满足变电站终期建设规模要求，并应具有通信串行口或网口与站监控系统或图像监视系统连接，以实现火灾报警部位信号和联动控制状态信号的实时监视。14.1.5火灾探测报警范围应包括通信机房、二次设备室、蓄电池室、站用变/接地变设备室、高压配电装置室、电缆夹层和主变压器等处。14.1.6应根据安装的位置的特点和电气设备的特性选用不同的智能火灾探测器。14.1.7手动火灾报警按钮应按防火分区设置，应布置在公共活动场所或设备间的出入口处。14.1.8户内主变压器、户内电容器及地下变电站火灾宜实现自动灭火联动控制。14.1.9火灾自动报警系统应设有主电源和直流备用电源,主电源应由站内交流不停电电源系统提供，直流备用电源采用火灾报警控制器的专用蓄电池电源装置。14.1.10火灾自动报警系统应采用阻燃型线缆并独立穿管敷设。14.1.11火灾报警信号应通过无源接点上送监控系统。14.2图像监视及安全警卫14.2.1110kV无人值班的变电站，宜配置一套图像监视及安全警卫系统。其功能按满足变电站安全防范要求配置，对环境进行全天候的防盗、防火、防人为事故的监控。对主要电气设备布置点：二次设备室、蓄电池室、通讯室、主变压器、110kVGIS、10kV配电装置、电容器、站用变、接地变等进行视频监视，不考虑对设备运行状态进行监视。55 14.2.235kV无人值班的变电站参照14.2.1执行。14.2.3城市电缆隧道，宜设置一套图像监视及安全警卫系统，对环境进行防盗、防火、防人为事故的监控，在画面内容变化时启动摄像设备。在与外界相通的口上（含逃生口）可安装摄像设备或红外对射报警探测器。14.2.4图像监视及安全警卫系统设备包括视频服务器、终端监视器(在有保安人员值班时设置)、多画面分割器、录像设备、摄像机、云台、防护罩、编码器，及沿变电站围墙四周设置远红外线探测器或电子栅栏等。14.2.5监控主机宜能通过通信接口实现与火灾报警系统的连接，在火警发生时，自动弹出火灾区域的报警画面和语音报警。14.2.6视频服务器等后台设备按全站最终规模配置，并留有远方监视的接口。就地摄像头按本期建设规模配置，应根据电气设备布置地点及运行需要，配置不同类型和不同数量的摄像或探测设备14.2.7摄像设备宜通过光纤与系统连接。14.2.8通过通信网络通道，将被监视的目标动态图像以IP单播、组播方式传到监控中心。报警信号、站端状态信息、控制信息以TCP/IP方式与监控中心实时通信。运行维护人员通过视频处理单元或工作站对变电站设备或现场进行监视，对变电站摄像机进行（左右、上下、远景/近景、近焦/远焦）控制、也可进行画面切换和数字录像机的控制。14.2.9视频信号宜采用MPEG4压缩技术，有条件优先考虑硬压缩技术14.2.10布置在户外的摄像设备应为全天候使用设备。红外对射报警器和红外探测器也应为全天候使用设备。14.2.11图像监视及安全警卫系统应由站内交流不停电电源系统提供专用回路供电。14.3其它14.3.1户内GIS变电站，应在GIS配电室设置一套SF6气体监视装置。14.3.2电缆隧道宜设置在线测温装置，城市电缆沟可设置在线测温装置。15节能环保15.1坚持建设资源节约型和环境友好型电网的原则，同时应考虑降低投资成本和提高运行经济性。15.2电网建设应对噪声、工频电场和磁场、高频电磁波、通信干扰等方面采取必要的防治措施，并满足国家相关标准的要求。15.3推广采用高可靠性、小型化和节能型设备，建设与环境相协调的节约型变电站。15.4配电网应加强线损“四分”管理工作的组织和实施，依靠科技进步加强节能管理，形成有效的节能管理机制，努力将管理线损降低到最小；通过不断加强电网建设、城农网改造力度和提高电网经济运行水平，打造现代化节能型电网，将技术线损降低到科学、合理的水平。15.5优先选用损耗满足能效目标限定值或能效先锋值的配电变压器。15.6对D、E、F类地区，在居民住宅小区宜推广10kV单相供电技术，采用单相配电变压器和单相变压器56标准分享网www.bzfxw.com免费下载 组，对用户单相或三相低压近距离供电，降低低压线损；积极推广采用低压集束导线。15.7变电站污水（含油水）应经过化粪池（事故油水分离池）沉淀（分离）处理，实现无害化达标排放。15.8架空线路路径选择宜采用卫片、航片、全数字摄影测量等新技术,综合考虑线路长度、地形地貌、地质、冰区、交通、施工、运行及地方规划等因素，进行多方案技术经济比较，使路径走向安全可靠、环境友好、经济合理。15.9选择合理的导体截面，在相同条件下宜选用高导电率的导体，以降低线损。15.10架空线导线金具要优先选用节能金具，淘汰高能耗线路金具。15.11根据系统远景规划，在线路走廊拥挤地段，尽量采用同塔双回或多回建设，以减少占地面积。15.12丘陵、山地的线路铁塔应采用全方位长短腿并配合使用不等高基础，基础在条件许可时，尽量采用掏挖式基础。山区线路应取必要措施，防止水土流失。15.13线路经过经济林或林区时，宜采取跨越设计。57 附录A（规范性附录）本导则用词说明A.1表示很严格，非这样做不可的用词：正面词采用“必须”；反面词采用“严禁”。A.2表示严格，在正常情况下均应这样做的用词：正面词采用“应”；反面词采用“不应”或“不得”。A.3表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词：正面词采用“宜”；反面词采用“不宜”。A.4表示有选择，在一定条件下可这样做的用词：采用“可”。58标准分享网www.bzfxw.com免费下载 附录B（规范性附录）变电站电气主接线图2台主变110kV母线110kV母线10kV母线10kV母线两10kV母线110kV单元110kV内桥卷110kV单母线分段10kV单母线分段11010kV单母线分段10kV单母线分段kV变电站110kV母线110kV母线10kV母线10kV母线110kV单母线110kV外桥10kV单母线分段10kV单母线分段3台主变4台主变110kV母线110kV母线两10kV母线10kV母线卷110kV单母线分段110kV单母线分段11010kV四分段六断路器10kV单母线分段kV变电站10kV母线10kV母线110kV单元110kV单元10kV单母线分段10kV单母线注：上图列出不同110kV接线方式，10kV侧接线可自由组合。59 2台主变3台主变110kV母线35kV母线110kV母线35kV母线110kV内桥35kV单母线分段10kV母线10kV单母线分段三10kV母线卷35kV母线110kV单母线分段110110kV母线35kV单母线分段kV10kV单母线分段变电110kV单母线分段4回及以上6回及以上站35kV单母线分段10kV母线10kV单母线分段110kV母线35kV母线35kV母线110kV母线10kV母线110kV单母线110kV双母线35kV单母线分段35kV双母线10kV母线10kV单母线分段10kV单母线分段注：1.上图列出不同110kV接线方式，35kV、10kV侧接线可自由组合。2.当变电站有多回小水电等电源接入，且110kV线路达到4回及以上、35kV线路达到6回及以上，可采用双母线接线。2台主变35kV母线35kV母线35kV10kV母线10kV母线变电35kV单母线分段35kV外桥站10kV单母线分段10kV单母线分段35kV母线35kV母线10kV母线10kV母线35kV内桥35kV单母线10kV单母线分段10kV单母线分段60标准分享网www.bzfxw.com免费下载 附录C（规范性附录）C1110kV变电站直流系统负荷分配示意图说明：1、单配置的二次设备负荷适当均分在两段母线上。2、对于110kV线路双回出线，采用甲线保护控制接于I段，乙线保护控制接于II段。3、35kV变电站采用双充双蓄直流系统时参考此图。61 C2变电站计算机监控系统网络结构图62标准分享网www.bzfxw.com免费下载 附录D（资料性附录）自动化系统典型结构图有线通道无线通道有线通道无线通道有线通道无线通道有线通道无线通道63 附录E（资料性附录）高压配电网通信设备参考配置表承载业务类型和特点主要承载TDM专线业务，如线路保护、安全自动装置、调度电话等，具有极高可靠性、依赖性和较短传输时延。设备类型支持MSTP功能的SDH光纤传输设备接入方式作为地区传输网接入层节点或县级传输网汇聚层节点，接入速率不低于155M1)设备主控板、重要的业务接口板冗余配置、支持双电源备份，所有业务单板支持热插拔，具有强大的组网能力，可以支持单机多环，子环，链状，点到点等各种网络拓扑结构。光2)应能提供TDM、IP业务的接入、处理和传送，符合ITU-TG.707、ITU-TG.7041和ITU-TG.7042的要求，应满足YD/T1022-1999和YDN099-1998设备性能纤中规定的SDH节点的基本功能要求；光接口参数符合YD/T5095的接口要求；设备的告警功能应符合ITU-T建议G.782、G.783、G.784的要求；传时钟功能结构应满足ITU-TG.783的规定。输3)根据传输距离要求配置合适的光纤放大器和光放子系统，其性能应满足ITU-T建议G.662、G.OA3、G.SCS。网设备网管归属设备纳入地区传输网网管统一管理。县调配置2套光纤传输网设备；根据组网和业务量需要选配合适数量的STM-1、STM-4、STN-16光接口，至少256个E1接口，选配MSTP接口板。设备配置110kV变电站至少配置1套光纤传输网设备；根据接入容量，选配STM-1、STM-4等的合适光接口，至少满足2个光接口，63个E1接口、选配MSTP接口板。35kV变电站有通道需要及有条件的站点配置1套光纤传输网设备；具备2个STM-1、光接口，32个E1接口、选配MSTP接口板。承载业务类型和特点为运行值班人员提供调度通信的语音交换网络，调度电话的话务量不大，但要求具有安全、高可靠性和可用性。设备类型调度程控交换机接入方式县调作为地区调度交换网的汇聚交换节点，应至少具有1条直达和1条迂回的中继路由。调度1)应具有强拆、强插、缩位拨号、回叫、会议、转移、保持、紧急呼叫等功能。具有迂回路由、重找路由、重试路由、路由闭塞，基于服务质语量和呼叫服务信息来选择路由。音设备性能2)局间中继线应采用随路信号方式，局间线路信号宜选用单频脉冲或单频连续信号，记发器信号宜选用DTMF或MFC信号。局间中继接口应采交用4EE&M接口配合方式，并与传输电路接口电平、阻抗、EM类别相互一致。用户线信号选用DP和DTMF并存兼容，其他要求可参见DL/T5157换有关规定。网设备网管归属设备纳入地区调度交换网网管统一管理县调配置1台调度程控交换机，至少具有2个中继接口，用户接入容量为128～256门；至少配置1套录音系统和调度台。设备配置110kV变电站配置1台PCM设备，采用放调度电话小号方式64标准分享网www.bzfxw.com免费下载 主要承载电力二次系统生产控制大区的数据业务，对网络可靠性、可用率要求高，实时业务的传输时延、网络的收敛时间等关键性能必须予以承载业务类型和特点保证。大多承载业务的传输频度为ms或s级，网络节点的业务量相对比较恒定，网络的流量不大。设备类型路由器（选配二层交换机）接入方式作为地区调度数据网的接入层节点，接入速率不低于为2M。调1)具有高性能的IP/MPLS、支持路由协议（OSPF、BGPv4、BGP4Extension、RIPv2等）、组播、策略路由和多播路由协议，支持流量监管、度流量整形、拥塞控制和多队列调度的QOS，支持包过滤防火墙及动态防火墙ASPF，支持用户的认证和路由协议的验证，支持标准协议的IPSEC设备性能数和IKE。支持软件模块化功能够在线升级、在线打补丁；据2)主控板冗余配置，支持双冗余电源，所有单板支持热插拔。网设备网管归属设备纳入地区综合数据网网管统一管理。配置1台支持MPLSVPN的路由器，应满足n×E1绑定(n≥8)，n×10/100MBaseT（n≥8）、n×千兆光口（n≥2），可选配n×STM-1（n≥1）县调的POS口；配置1台24端口10M/100M自适应以太网口、2千兆光口的二层交换机设备配置配置1台自带二层交换接口的支持MPLSVPN的路由器；不低于13Gbps交换容量，128MDRAM、6Mpps转发速度；应满足n×E1(n≥1)，n×10/100M110kV变电站BaseT（n≥8）、n×千兆光口（n≥2）主要承载电力系统生产管理、视频、企业信息化等数据业务，对网络的传输时延及传输速度上没有特别要求，但对数据传递的完整性有很高要承载业务类型和特点求，不允许丢失数据。随着电力业务的发展，网络节点的业务量和类型较多，网络的流量大。设备类型三层交换机接入方式作为地区综合数据网的接入层节点，接入速率不低于为100M。综合设备性能支持VLAN、流量和策略管理、服务质量（QoS）、速率限制、访问控制列表（ACL）、基本的静态和路由协议（RIP、OSPF等）、IP单播和组数播路由、基于策略的路由。设备支持双冗余电源。据设备网管归属设备纳入地区综合数据网网管统一管理。网配置1台不低于400Gbps转发带宽、200Mpps转发速率、128MBDRAM、32MB闪存、支持MPLSVPN的路由器；至少具有48个自适应10M/100M/1000M县调以太网口，4个千兆位以太网光接口。配置1台不低于32Gbps转发带宽，32Mpps转发速度、128MBDRAM、32MB闪存支持双冗余电源的千兆以太网交换机；至少具有12个自适应10M/100M设备配置110kV变电站以太网口，2个千兆位以太网光接口。配置1台不低于32Gbps转发带宽，32Mpps转发速度、128MBDRAM、32MB闪存支持双冗余电源的千兆以太网交换机；至少具有24个自适应10M/100M营销网点以太网口，2个千兆位以太网光接口。65 附录F（规范性附录）典型气象区表气象区ⅠⅡⅢⅣⅤⅥⅦⅧⅨ最高+40最低-5-10-10-20-10-20-40-20-20覆冰-5大气温度最大风+10+10-5-5+10-5-5-5-5℃安装00-5-10-5-10-15-10-10雷电过电压+15操作过电压、年平均气温+20+15+15+10+15+10-5+10+10最大风31.52723.523.52723.5272727覆冰10*15风速安装10m/s雷电过电压1510操作过电压0.5×最大风速(不低于15m/s)覆冰厚度（mm）05551010101520冰的密度（g/cm3）0.9注：*一般情况下覆冰同时风速10m/s，当有可靠资料表明需加大风速时可取为15m/s。66标准分享网www.bzfxw.com免费下载 附录G（规范性附录）高压架空线路污秽分级标准见表污秽线路爬电比距（cm/kV）污湿特征2等级盐密（mg/cm）110kV及以下0大气清洁地区及离海岸盐场50km以上无明显污染地区≤0.031.39(1.60)大气轻度污染地区，工业区和人口低密集区，离海岸盐1.39～1.74Ⅰ场10km～50km地区。在污闪季节中干燥少雾(含毛毛>0.03～0.06(1.60～2.00)雨)或雨量较多时大气中等污染地区，轻盐碱和炉烟污秽地区，离海岸盐1.74～2.17Ⅱ场3km～10km地区，在污闪季节中潮湿多雾(含毛毛雨)>0.06～0.10(2.00～2.50)但雨量较少时大气污染较严重地区，重雾和重盐碱地区，近海岸盐场2.17～2.78Ⅲ1km～3km地区，工业与人口密度较大地区，离化学污>0.10～0.25(2.50～3.20)源和炉烟污秽300m～1500m的较严重污秽地区大气特别严重污染地区，离海岸盐场1km以内，离化2.78～3.30Ⅳ>0.25～0.35学污源和炉烟污秽300m以内的地区(3.20～3.80)注：爬电比距计算时可取系统最高工作电压。上表()内数字为按标称电压计算的值。67 附录H（资料性附录）电缆沟管剖面图本附录提供了几种常见的电缆沟管剖面示例图，供参考。H1穿过道路顶管布置剖面图H2110kV排管敷设剖面图光缆支架光缆H3电缆沟单侧布置剖面图H4电缆沟双侧布置剖面图光缆支架光缆支架H4电缆沟双侧布置剖面图68标准分享网www.bzfxw.com免费下载 H6110kV电缆沟剖面图H7电缆隧道剖面图H8综合电缆沟剖面图69'