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110KV变电站设计方案优化剖析
摘要：现阶段，110kv变电站设计需求量不断增加，如何在这样的情况下，实现设计方案的不断优化，是目前变电站设计工作者不断思考的问题。文章从这个角度出发，积极探析110kv变电站设计方案优化之道。
关键词：110kv变电站 设计方案 方案优化
随着社会经济的不断发展，110kv电压等级网架不断完善，建设规模也越来越大，以传统设计方式和观念去进行，显然难以满足现阶段的需求。因此，有必要积极以创新思维，创新方法，去实现110kv变电站设计方案的优化升级，以保证其发挥出最大的功效。
一，110kv变电站设计方案优化的必要性
其一，110kv变电站设计方案的优化，有利于更好的实现电力转换和运输，是实现供电质量和效益提高的关键所在；其二，110kv变电站设计方案的优化，有利于实现电力生产效益的提高，是促进电力行业可持续发展的不竭动力；其三，110kv变电站设计方案的优化，有利于保证供电的稳定性和安全性，是提高居民生活质量和水平的重要举措；其三，110kv变电站设计方案的优化，有利于改善和调整传统设计思路和方式，是促进变电站设计事业发展的有效途径。
二，现阶段110kv变电站设计方案优化的切入点
110kv变电站设计方案优化，牵涉内容众多，影响因素多样化，因此，在110kv变电站设计方案优化的过程中，我们可以从多个角度出发。具体来讲，其主要涉及到以下几个环节：
2.1 110kv变电站设计方案优化原则
在110kv变电站设计方案优化的过程中，做到实事求是，就是在依照国家变电站设计规范的基础上，总结和归纳区域实际情况，有针对性的做好方案优化设计。一般情况下，对于农村地区，应该积极扩大桥接线，采用GIS极速，实现总平面的布置和安排；对于偏远地区来讲，应该积极简化出线和走廊方向，为后期架空出线做准备，并且将开关空间布置成为L型；对于小型城市来讲，应该积极此采用全户内布置，考虑噪音和外观因素的同时，使用GIS技术。
2.2 110变电站设计方案优化切入点
其一，做好电压互感器的优化。在此方面，传统做法倾向于将电压互感器设置在电源侧面，而变电站多数情况下是终端变，内桥居多，此时在桥两侧经过隔离开关设置电压互感器，对于实现电压互感器的保护，计量，测量和电源自投都有着很大帮助。这种以扩大内桥接线的方式，是一种比较理想的改进方式。其二，10kv无功补偿容量的优化。依照国家相关规定，此方面的容量应该是主容量的15%，在此基础上设置相应的补偿装置，保证控制效益。在污染严重的情况下，常常刚出现无功缺损的情况，就需要积极采取措施对于无功补偿容量进行优化，往往可以取得理想的效果。具体来讲，就是要改变每台电容器的容量。其三，变压器容量的优化。同样依照国家相关设计标准规范，变压器容量应该控制在80kva的范围，实际上在综合考量地变和所用变的基础上，可以将其界定为50kva。以全户内布置的城市变电站为例，在集控中心安装的基础上，应该使用10kv外接电源进行连接。其四，变压器室散热通风的优化。对于全户内置城市变电站来讲，应该做好变压器空间的散热通风工作，保证依据本地气候特点和变压器运作规律，处理好两者之间的关系，使得其处于良好的工作环境下。其五，GIS室内行车的优化。在110kv变电站设计方案优化过程中，传统做法是不会在GIS室内设置行车的，这给与施工安装和检修维护工作造成了极大的不便，因此，应该积极改善和调整，设置相应的行车，以实现GIS安装质量的提高。
三，促进110kv变电站设计方案优化的策略
要想保证110kv变电站设计方案的不断优化，仅仅从上述技术层面去进行调整和改善是远远不够，还需要从更多的视角上去促进110kv变电所设计方案优化。具体来讲，其主要涉及到以下几个方面的内容：
3.1注重110kv变电站设计人才的培养
随着经济社会的不断发展，110kv变电站设计工作任务量将不断增加，工作技术含量也不断提高，需要大量的专业化设计人才参与到设计工程中去。因此，我们应该高度重视110kv变电站设计人才的培养。具体来讲：首先，积极开展电力行业职业技术培训，将其纳入到我国教育体系中去，设置变电站设计专业，为电力行业的发展提供健全的人力资源支撑；其次，严格审查从业人员的资质，以资格证书管理的方式去做好入职人员的选拔和招聘，使得变电站设计人才素质得以保证；再者，积极组织开展变电站设计培训工作，实现在职设计人员综合素质的不断提高，以保证设计人员能够满足现代变电站设计的各种需求；最后，积极将110kv变电站设计工作效果纳入到员工绩效考核中去，以此去激发设计人员工作的积极性。
3.2积极建立健全变电站设计方案审查体系
首先，积极组件专家学者，以及变电站设计经验者，形成专业化的变电站设计方案审查小组，对于各个110kv变电站设计方案的经济性，合理性，科学性，可操作性进行审查，避免变电站设计方案出现过多的问题和缺陷；其二，制定完善的审查程序，以岗位责任制度的完善，做好变电站设计方案审查制度建设，使得各项审查工作都有理有据；其三，强化对于110kv变电站设计过程的监督和管理，其不仅仅需要满足客户的用电安全和稳定需求，还需要综合考虑各个建筑工程的经济效益，找到处理好这两者之间关系的平衡点；其四，不断形成有权威的行业共识，做好变电站设计方案的审查工作，对于出现审查失职的行为，进行严惩，以营造良好的变电站方案审查氛围。
3.3加大变电站设计方案优化的投入支出
优化变电站设计方案，不仅仅是思维观念的转变，还需要积极投入大量的资金。因为在变电站设计方案优化的过程中，势必会出现设备更新，技术培训，人才激励方面的调整和改善。而这些环节都需要消耗一定的资本。对此，企业应该积极做好以下几方面工作：其一，加大变电站方案设计优化投入，给予其人力物力财力方面的资金支持；其二，建立有效的优化方案绩效考核制度，实现对于资金的管理和控制。
四，结束语
综上所述，110kv变电站设计方案优化不是一朝一夕就能够完成的，这不仅仅需要企业的预算支持，教育宣传，培训活动，还需要设计人员的刻苦努力，职业精神，创新能力，才能够保证其方案更加合理，更加科学，更加高效。
参考文献
[1] 李煜平. 110kv象湖新城电网的规划与设计[D]. 南昌大学 2007
[2] 杨艳玲. 10kV及以下供配电CAD系统的设计研究[D]. 湖南大学 2008
[3] 任旭晖. 110kV GIS变电所的设计与研究[D]. 大庆石油学院 2008
[4] 王献春. 电力互感器综合特性测试仪的研制开发[D]. 华北电力大学（河北） 2007
作者：王亚恒 孙会
摘 要：现阶段，110kv变电站设计需求量不断增加，如何在这样的情况下，实现设计方案的不断优化，是目前变电站设计工作者不断思考的问题。文章从这个角度出发，积极探析110kv变电站设计方案优化之道。
关键词：110kv变电站；设计方案；方案优化
随着社会经济的不断发展，110kv电压等级网架不断完善，建设规模也越来越大，以传统设计方式和观念去进行，显然难以满足现阶段的需求。因此，有必要积极以创新思维，创新方法，去实现110kv变电站设计方案的优化升级，以保证其发挥出最大的功效。
一、110kv变电站设计方案优化的必要性
其一，110kv变电站设计方案的优化，有利于更好的实现电力转换和运输，是实现供电质量和效益提高的关键所在；
其二，110kv变电站设计方案的优化，有利于实现电力生产效益的提高，是促进电力行业可持续发展的不竭动力；
其三，110kv变电站设计方案的优化，有利于保证供电的稳定性和安全性，是提高居民生活质量和水平的重要举措；
其四，110kv变电站设计方案的优化，有利于改善和调整传统设计思路和方式，是促进变电站设计事业发展的有效途径。
二、现阶段110kv变电站设计方案优化的切入点
110kv变电站设计方案优化，牵涉内容众多，影响因素多样化，因此，在110kv变电站设计方案优化的过程中，我们可以从多个角度出发。具体来讲，其主要涉及到以下几个环节：
（一）110kv变电站设计方案优化原则
在110kv变电站设计方案优化的过程中，做到实事求是，就是在依照国家变电站设计规范的基础上，总结和归納区域实际情况，有针对性的做好方案优化设计。
一般情况下，对于农村地区，应该积极扩大桥接线，采用GIS极速，实现总平面的布置和安排；对于偏远地区来讲，应该积极简化出线和走廊方向，为后期架空出线做准备，并且将开关空间布置成为L型；对于小型城市来讲，应该积极此采用全户内布置，考虑噪音和外观因素的同时，使用GIS技术。
（二）110变电站设计方案优化切入点
其一，做好电压互感器的优化。在此方面，传统做法倾向于将电压互感器设置在电源侧面，而变电站多数情况下是终端变，内桥居多，此时在桥两侧经过隔离开关设置电压互感器，对于实现电压互感器的保护，计量，测量和电源自投都有着很大帮助。这种以扩大内桥接线的方式，是一种比较理想的改进方式。
其二，10kv无功补偿容量的优化。依照国家相关规定，此方面的容量应该是主容量的15%，在此基础上设置相应的补偿装置，保证控制效益。在污染严重的情况下，常常刚出现无功缺损的情况，就需要积极采取措施对于无功补偿容量进行优化，往往可以取得理想的效果。具体来讲，就是要改变每台电容器的容量。
其三，变压器容量的优化。同样依照国家相关设计标准规范，变压器容量应该控制在80kva的范围，实际上在综合考量地变和所用变的基础上，可以将其界定为50kva。
其四，GIS室内行车的优化。因此，应该积极改善和调整，设置相应的行车，以实现GIS安装质量的提高。
三、促进110kv变电站设计方案优化的策略
要想保证110kv变电站设计方案的不断优化，仅仅从上述技术层面去进行调整和改善是远远不够，还需要从更多的视角上去促进110kv变电所设计方案优化。具体来讲，其主要涉及到以下几个方面的内容：
（一）注重110kv变电站设计人才的培养
随着经济社会的不断发展，110kv变电站设计工作任务量将不断增加，工作技术含量也不断提高，需要大量的专业化设计人才参与到设计工程中去。因此，我们应该高度重视110kv变电站设计人才的培养。具体来讲：首先，积极开展电力行业职业技术培训，将其纳入到我国教育体系中去，设置变电站设计专业，为电力行业的发展提供健全的人力资源支撑；其次，严格审查从业人员的资质，以资格证书管理的方式去做好入职人员的选拔和招聘，使得变电站设计人才素质得以保证；再者，积极组织开展变电站设计培训工作，实现在职设计人员综合素质的不断提高，以保证设计人员能够满足现代变电站设计的各种需求；最后，积极将110kv变电站设计工作效果纳入到员工绩效考核中去，以此去激发设计人员工作的积极性。
（二）积极建立健全变电站设计方案审查体系
首先，积极组件专家学者，以及变电站设计经验者，形成专业化的变电站设计方案审查小组，对于各个110kv变电站设计方案的经济性，合理性，科学性，可操作性进行审查，避免变电站设计方案出现过多的问题和缺陷；
其二，制定完善的审查程序，以岗位责任制度的完善，做好变电站设计方案审查制度建设，使得各项审查工作都有理有据；
其三，强化对于110kv变电站设计过程的监督和管理，其不仅仅需要满足客户的用电安全和稳定需求，还需要综合考虑各个建筑工程的经济效益，找到处理好这两者之间关系的平衡点；
其四，不断形成有权威的行业共识，做好变电站设计方案的审查工作，对于出现审查失职的行为，进行严惩，以营造良好的变电站方案审查氛围。
（三）加大变电站设计方案优化的投入支出
优化变电站设计方案，不仅仅是思维观念的转变，还需要积极投入大量的资金。因为在变电站设计方案优化的过程中，势必会出现设备更新，技术培训，人才激励方面的调整和改善。而这些环节都需要消耗一定的资本。
对此，企业应该积极做好以下几方面工作：
其一，加大变电站方案设计优化投入，给予其人力物力财力方面的资金支持；
其二，建立有效的优化方案绩效考核制度，实现对于资金的管理和控制。
四、结语
综上所述，110kv变电站设计方案优化不是一朝一夕就能够完成的，这不仅仅需要企业的预算支持，教育宣传，培训活动，还需要设计人员的刻苦努力，职业精神，创新能力，才能够保证其方案更加合理，更加科学，更加高效。
参考文献：
[1] 李煜平.110kv象湖新城电网的规划与设计[D].南昌大学，2007.
[2] 杨艳玲.10kV及以下供配电CAD系统的设计研究[D].湖南大学，2008.
作者：王亚恒 孙会
【摘要】本文主要是设计对象是配电工程中变电工程，110kV变电站为原始参考模型。根据变电站原始参数计算了主变压器的容量和设定了无功补偿方案。计算不同电压等级侧短路下的稳态短路电流、短路冲击电流。并根据此计算值选定与变电站匹配的电力设备：断路器、隔离器、电压互感器、电流互感器，最后设计了避雷方案。
【关键词】110kV;移动
1. 整体设计方案
为满足智能移动变电站的要求，在变电站的主变压器的选型和布置设计上，应设法降低变电所的高度与宽度，尽可能的减少车辆载重。同时需要保证变压器的固定基础需要与车辆相连，防止车辆在运行时，导致电压器的震动与移位。此移动式变电站的工作地点一般为野外作业，因此要主要车载的稳定性。
2. 主变压器选择
考虑到移动变电站需要经常野外作业，根据电压等级、变压器容量，选择SFZ10-20MVA型电力变压器。为有载调压、双绕组变压器。其变压器的参数如下介绍：其主变压器的额定容量为20000MV·A，大于计算值13.14MV·A，符合要求。该主变压器的联结组别方式为YNdl1，采用中性点直接接地的方式，空载损耗为△PO=18.9kW，短路损耗为△PK=85kW，空载电流百分比为IO=0.5%，短路电压百分比为UK=10.5%。
主变采用或单相，主要考虑变压器的制造条件，可靠性要求及运输条件等因素。当不受运输条件限制时，在330kV及以下的变电所，均应选用三相变压器。
在具有两种电压等级的变电站中，如通过主变压器各侧绕组的功率均达到该变压器的15%以上，或低压侧虽无负荷，但在变电站内需装设无功补偿设备时，主变压器宜采用双绕组变压器。
在110kV的电压等级的电网中，一般采用中性点直接接地的方式。根据选择的变压器，此变压器的连接方式为YNd11。
对于此移动式变电站的主接线方式主要采用以下方案：高压侧采用单母分段式接线，低压侧均采用单母分段式接线。
接下来进行短路电流计算。
本文设计的移动式变电站为110kV变电站，短路点k-1，k-2取变压器两侧。
求110kV母线上k-1点短路和10kV低压母线上k-2点短路电流和短路容量。设Sd=100MVA，Ud1=Uc=115.5kV，低压侧Ud2=10.5kV，则基准电流为110kV高压侧为0.5kA，10kV低压侧为5.5kA。
确定基准值：取Sd=100MVA，Uc1=115.5kV，则Id1=0.5kA，Zd=1334Ω。
1）架空线路，架空线路选择的型号为LJ-120，架空线路的线间几何距离为1.5m，查表得X0=0.35Ω/km，而线路长5km，则通过计算得到架空线路的阻抗标幺值为X2*=0.013。
2）电力变压器，根据前文提到的选择变压器的参数，得到变压器的短路电压百分比为10.5%，则电力变压器的阻抗标幺值为X3*=52.5。
根据以上值分别计算主变压器两侧k-1，k-2点的总电抗标幺值、三相短路电流周期分量有效值、其他三相短路电流、三相短路容量。
（1）k-1点短路电流计算
1）总电抗标幺值为架空线路阻抗标幺值0.013。
2）三相短路电流周期分量有效值为Ik-1（3）=38.5kA。
3）其他三相短路电流为Ik-1”（3）=I∞k-1（3）=Ik-1（3）=38.5kA，经过计算得出为ish（3）=98.175kA，Ish（3）=58.135A。
4）三相短路容量为Sk-1（3）=7692.3MV·A。
（2）k-2点短路电流计算
1）k-2点总电抗标幺值为架空线路与电力变压器阻抗标幺值的总和，为52.513。
2）三相短路电流周期分量有效值0.105kA。
3）其他三相短路电流。在10/0.4KV变压器二次侧低压母线发生三相短路时，因此其他三相短路电流为Ik-2”（3）=I∞k-2（3）=Ik-2（3），经过计算得出ish（3）=0.1932kA，Ish（3）=0.1144A。
4）三相短路容量为Sk-2（3）=1.904MV·A。
3. 一次设备选择
在移动式110kV变电站设计时，需要选择一次设备选择，包括110kV侧、10kV侧断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器、HGIS组合电器的选择，下面做详细介绍。
（1）断路器的选择
根据计算的短路电流值，110kV侧断路器选择SW2-110II型号，该型号的断路器的额定电压是110kV，额定电流是12500A，开断电流40kA，符合基本要求。经过校验，发现该型号断路器的热稳定性为6400（kA）2·s，动稳定为80kA，均大于计算值。因此该型号符合要求。
10kV侧断路器选择SW4-10型号，SW4-10型号的断路器的额定电压是10kV，额定电流是10000A，开断电流80kA，符合基本要求。经过校验，发现该型号断路器的热稳定性为80 （kA）2·s，动稳定为150kA，均大于计算值。因此该型号符合要求。
（2）隔离开关的选择
根据计算的短路电流值，110kV侧隔离开关选择GW4-110型号，该型号的隔离开关的额定电压是110kV，额定电流是1000A，开断电流40kA，符合基本要求。经过校验，发现该型号隔离开关的热稳定性为6400（kA）2·s，动稳定为80kA，均大于计算值。因此该型号符合要求。
10kV侧隔离开关选择SW4-10型號，SW4-10型号的隔离开关的额定电压是10kV，额定电流是10000A，开断电流80kA，符合基本要求。经过校验，发现该型号隔离开关的热稳定性为25600（kA）2·s，动稳定为150kA，均大于计算值。因此该型号符合要求。
（3）电流互感器的选择
根据计算的短路电流值，110kV侧电流互感器选择LB9-220-110KV型号，该型号的电流互感器的额定电压是110kV，额定电流是1250A，开断电流63kA，符合基本要求。经过校验，发现该型号电流互感器的热稳定性为3969（kA）2·s，动稳定为160kA，均大于计算值。因此该型号符合要求。
10kV侧电流互感器选择LVQB-220SF6-10NT型号，该型号的电流互感器的额定电压是10kV，额定电流是8000A，开断电流63kA，符合基本要求。经过校验，发现该型号电流互感器的热稳定性为15876（kA）2·s，动稳定为160kA，均大于计算值。因此该型号符合要求。
（4）电压互感器的选择
由于电压互感器与电网并联，当系统发生短路时，互感器本身不遭受短路电流入侵，因此电压互感器不需要校验热稳定和动稳定。
本次设计，所选用的主变压站110kV高压侧及110kV中压侧设定为中性点接地，所以根据以上条件：
高压110kV侧的分段母线上选用JCC3-110B型号的成套电容式电压互感器;
低压10kV侧的分段母线上选用JSZW10-10R型号的成套电容式电压互感器。
（5）HGIS组合电器的选择
本文设计的移动变电站选择HGIS组合电器设备，此设备自带组合电器控制箱，集成所有控制元件用以对设备进行智能控制。组合电器将断路器灭弧结构与隔离/接地开关分别安装在不同的气室，保证了隔离开关的灵活性和独立性。
110kV主一次设备选用西门子变压器（武汉）有限公司生产的3AP1DTC半封闭式组合电器（HGIS），额定电压为145kV，额定电流为3150A，额定开断短路电流为40kA。
10kV配电装置选用西门子变压器（武汉）有限公司生产的8DA10型SF6气体绝缘开关柜，额定电压为40.5kV，额定电流为6000A，额定开断短路电流为40kA。
此开关柜的短路热稳定性为4800（kA）2·s，短路动稳定性为100kA，均大于计算值，因此符合要求。
4. 防雷接地保护设计
（1）110KV及以上的配电装置，一般将避雷针在构架上。但是在土壤电阻率大于500Ω·m的地区，仍宜装设独立避雷针，以免发生反击。
（2）10KV的配电装置，在土壤电阻率大于500Ω·m的地区宜采用独立避雷针，在土壤电阻率小于500Ω·m的地区容许采用构架避雷针。
變电站的直击雷防护设计内容主要是选择避雷针的指数、高度、装设位置、验算它们的保护范围、应有的接地电阻、防雷接地装置的设计等。
根据该变电站的实际情况需要设置四只避雷针分布在四周。因为土壤电阻率等于100Ω·cm，仍宜装设独立避雷针，以免发生反击;选取避雷针高为50m，相邻两针的距离为60m，被保护物高为10m。
5. 移动变电站的运行方式
110kV移动变电站包含110kV组合电器HGIS模块、110kV主变压器模块和10kV箱式配电装置模块等。
移动变电站的运行方式主要有以下方式：110kV变压器车与10～35kV箱式配电车同时运行;主变压器与HGIS同时运行;HGIS独立运行;变压器独立运行。
6. 结论
本设计完成了移动式110kV的变电所一次部分设计，通过对站内的各个车间的负荷进行计算，选取相应的主变压器与主接线单元，实现了变电所满足站内等各个部分用电的需求。
参考文献：
[1]宋磊.电容补偿装置设计选用点滴谈[J].军民两用技术与产品，2014（7）：54-56.
[2]宋文举.变电站电气运行[J].城市建设理论研究（电子版），2013（11）：78-79.
[3]张妍.浅谈10kV配电室设计在项目前期咨询阶段的设计要点[J].中国工程咨询，2017（9）：57-59.
[4]解海涛.10kV电力系统中变电所变压器台数和容量的选择[J].机电信息，2010：35-41.
[5]张玉光.新安220/60KV一次变电所电气部分初步设计[D].武汉：中国地质大学，2012.
作者：梁永胜
110kv变电站安全距离
国家《电磁辐射管理办法》规定100千伏以上为电磁强辐射工程，第二十条规定：在集中使用大型电磁辐射设备或高频设备的周围，按环境保护和城市规划要求，在规划限制区内不得修建居民住房、幼儿园等敏感建筑。
不过，据环保部门介绍，我国目前对设备与建筑物之间的距离有一定要求。比如一般10KV—35KV变电站，要求正面距居民住宅12米以上，侧面8米以上;35KV以上变电站的建设，要求正面距居民住宅15米以上，侧面12米以上;箱式变电站距居民住宅5米以上。
北京市规划委(2004规意字0638号)110千伏的地下高压变电站工程项目，明确要求距离不得少于300米。
35～110KV变电站设计规范 第一章 总则
第1.0.1条 为使变电所的设计认真执行国家的有关技术经济政策，符合安全可靠、技术先进和经济合理的要求，制订本规范。
第1.0.2条 本规范适用于电压为35～110kV，单台变压器容量为5000kVA及以上新建变电所的设计。
第1.0.3条 变电所的设计应根据工程的5～10年发展规划进行，做到远、近期结合，以近期为主，正确处理近期建设与远期发展的关系，适当考虑扩建的可能。
第1.0.4条 变电所的设计，必须从全局出发，统筹兼顾，按照负荷性质、用电容量、工程特点和地区供电条件，结合国情合理地确定设计方案。 第1.0.5条 变电所的设计，必须坚持节约用地的原则。
第1.0.6条 变电所设计除应执行本规范外，尚应符合现行的国家有关标准和规范的规定。 第二章 所址选择和所区布置
第2.0.1条 变电所所址的选择，应根据下列要求，综合考虑确定：
一、靠近负荷中心;
二、节约用地，不占或少占耕地及经济效益高的土地;
三、与城乡或工矿企业规划相协调，便于架空和电缆线路的引入和引出;
四、交通运输方便;
五、周围环境宜无明显污秽，如空气污秽时，所址宜设在受污源影响最小处;
六、具有适宜的地质、地形和地貌条件(例如避开断层、滑坡、塌陷区、溶洞地带、山区风口和有危岩或易发生滚石的场所)，所址宜避免选在有重要文物或开采后对变电所有影响的矿藏地点，否则应征得有关部门的同意;
七、所址标高宜在50年一遇高水位之上，否则，所区应有可靠的防洪措施或与地区(工业企业)的防洪标准相一致，但仍应高于内涝水位;
八、应考虑职工生活上的方便及水源条件;
九、应考虑变电所与周围环境、邻近设施的相互影响。 第2.0.2条 变电所的总平面布置应紧凑合理。
第2.0.3条 变电所宜设置不低于2.2m高的实体围墙。城网变电所、工业企业变电所围墙的高度及形式，应与周围环境相协调。
第2.0.4条 变电所内为满足消防要求的主要道路宽度，应为3.5m。主要设备运输道路的宽度可根据运输要求确定，并应具备回车条件。 第2.0.5条 变电所的场地设计坡度，应根据设备布置、土质条件、排水方式和道路纵坡确定，宜为0.5%～2%，最小不应小于0.3%，局部最大坡度不宜大于6%，平行于母线方向的坡度，应满足电气及结构布置的要求。当利用路边明沟排水时，道路及明沟的纵向坡度最小不宜小于0.5%，局部困难地段不应小于0.3%;最大不宜大于3%，局部困难地段不应大于6%。电缆沟及其他类似沟道的沟底纵坡，不宜小于0.5%。
第2.0.6条 变电所内的建筑物标高、基础埋深、路基和管线埋深，应相互配合;建筑物内地面标高，宜高出屋外地面0.3m;屋外电缆沟壁，宜高出地面0.1m。
第2.0.7条 各种地下管线之间和地下管线与建筑物、构筑物、道路之间的最小净距，应满足安全、检修安装及工艺的要求，并宜符合附录一和附录二的规定。 第2.0.8条 变电所所区场地宜进行绿化。绿化规划应与周围环境相适应并严防绿化物影响电气的安全运行。绿化宜分期、分批进行。
第2.0.9条 变电所排出的污水必须符合现行国家标准《工业企业设计卫生标准》的有关规定。 第三章 电气部分 第一节 主变压器
第3.1.1条 主变压器的台数和容量，应根据地区供电条件、负荷性质、用电容量和运行方式等条件综合考虑确定。
第3.1.2条 在有
一、二级负荷的变电所中宜装设两台主变压器，当技术经济比较合理时，可装设两台以上主变压器。如变电所可由中、低压侧电力网取得足够容量的备用电源时，可装设一台主变压器。
第3.1.3条 装有两台及以上主变压器的变电所，当断开一台时，其余主变压器的容量不应小于60%的全部负荷，并应保证用户的
一、二级负荷。 第3.1.4条 具有三种电压的变电所，如通过主变压器各侧线圈的功率均达到该变压器容量的15%以上，主变压器宜采用三线圈变压器。
第3.1.5条 电力潮流变化大和电压偏移大的变电所，如经计算普通变压器不能满足电力系统和用户对电压质量的要求时，应采用有载调压变压器。 第二节 电气主接线
第3.2.1条 变电所的主接线，应根据变电所在电力网中的地位、出线回路数、设备特点及负荷性质等条件确定。并应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资和便于扩建等要求。
第3.2.2条 当能满足运行要求时，变电所高压侧宜采用断路器较少或不用断路器的接线。 第3.2.3条 35～110kV线路为两回及以下时，宜采用桥 形、线路变压器组或线路分支接线。超过两回时，宜采用扩大桥形、单母线或分段单母线的接线。35～63kV线路为8回及以上时，亦可采用双母线接线。110kV线路为6回及以上时，宜采用双母线接线。
第3.2.4条 在采用单母线、分段单母线或双母线的35～110kV主接线中，当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。当有旁路母线时，首先宜采用分段断路器或母联断路器兼作旁路断路器的接线。当110kV线路为6回及以上，35～63kV线路为8回及以上时，可装设专用的旁路断路器。主变压器35～110kV回路中的断路器，有条件时亦可接入旁路母线。采用SF6断路器的主接线不宜设旁路设施。
第3.2.5条 当变电所装有两台主变压器时，6～10kV侧宜采用分段单母线。线路为12回及以上时，亦可采用双母线。当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。当6～35kV配电装置采用手车式高压开关柜时，不宜设置旁路设施。
第3.2.6条 当需限制变电所6～10kV线路的短路电流时，可采用下列措施之一：
一、变压器分列运行;
二、采用高阻抗变压器;
三、在变压器回路中装设电抗器。 第3.2.7条 接在母线上的避雷器和电压互感器，可合用一组隔离开关。对接在变压器引出线上的避雷器，不宜装设隔离开关。
第三节 所用电源和操作电源
第3.3.1条 在有两台及以上主变压器的变电所中，宜装设两台容量相同可互为备用的所用变压器。如能从变电所外引入一个可靠的低压备用所用电源时，亦可装设一台所用变压器。当35kV变电所只有一回电源进线及一台主变压器时，可在电源进线断路器之前装设一台所用变压器。
第3.3.2条 变电所的直流母线，宜采用单母线或分段单母线的接线。采用分段单母线时，蓄电池应能切换至任一母线。
第3.3.3条 重要变电所的操作电源，宜采用一组110V或220V固定铅酸蓄电池组或镉镍蓄电池组。作为充电、浮充电用的硅整流装置宜合用一套。其他变电所的操作电源，宜采用成套的小容量镉镍电池装置或电容储能装置。. 第3.3.4条 蓄电池组的容量，应满足下列要求：
一、全所事故停电1h的放电容量：
二、事故放电末期最大冲击负荷容量。小容量镉镍电池装置中的镉镍电池容量，应满足分闸、信号和继电保护的要求。
第3.3.5条 变电所宜设置固定的检修电源。 第四节 控制室
第3.4.1条 控制室应位于运行方便、电缆较短、朝向良好和便于观察屋外主要设备的地方。 第3.4.2条 控制屏(台)的排列布置，宜与配电装置的间隔排列次序相对应。 第3.4.3条 控制室的建筑，应按变电所的规划容量在第一期工程中一次建成。无人值班变电所的控制室，应适当简化，面积应适当减小。 第五节 二次接线
第3.5.1条 变电所内的下列元件，应在控制室内控制：
一、主变压器;
二、母线分段、旁路及母联断路器;
三、63～110kV屋内外配电装置的线路，35kV屋外配电装置的线路。6～35kV屋内配电装置馈电线路，宜采用就地控制。
第3.5.2条 有人值班的变电所，宜装设能重复动作、延时自动解除，或手动解除音响的中央事故信号和预告信号装置。驻所值班的变电所，可装设简单的事故信号和能重复动作的预告信号装置。无人值班的变电所，可装设当远动装置停用时转为变电所就地控制的简单的事故信号和预告信号。断路器的控制回路，应有监视信号。
第3.5.3条 隔离开关与相应的断路器和接地刀闸之间，应装设团锁装置。屋内的配电装置，尚应装设防止误入带电间隔的设施。闭锁联锁回路的电源，应与继电保护、控制信号回路的电源分开。 第六节 照明
第3.6.1条 变电所的照明设计，应符合现行国家标准《工业企业照明设计标准》的要求。 第3.6.2条 在控制室、屋内配电装置室、蓄电池室及屋内主要通道等处，应装设事故照明。 第3.6.3条 照明设备的安装位置，应便于维修。屋外配电装置的照明，可利用配电装置构架装设照明器，但应符合现行国家标准《电力装置的过电压保护设计规范》的要求。 第3.6.4条 在控制室主要监屏位置和屏前工作位置观察屏面时，不应有明显的反射眩光和直接阳光。
第3.6.5条 铅酸蓄电池室内的照明，应采用防爆型照明器，不应在蓄电池室内装设开关、熔断器和插座等可能产生火花的电器。
第3.6.6条 电缆隧道内的照明电压不应高于36V，如高于36V应采取防止触电的安全措施。 第七节 并联电容器装置
第3.7.1条 自然功率因数未达到规定标准的变电所，应装设并联电容器装置。其容量和分组宜根据就地补偿、便于调整电压及不发生谐振的原则进行配置。电容器装置宜装设在主变压器的低压侧或主要负荷侧。 第3.7.2条 电容器装置的接线，应使电容器组的额定电压与接入电网的运行电压相配合。电容器组的绝缘水平，应与电网的绝缘水平相配合。电容器装置宜采用中性点不接地的星形或双星形接线。
第3.7.3条 电容器装置的电器和导体的长期允许电流，不应小于电容器组额定电流的1.35倍。
第3.7.4条 电容器装置应装设单独的控制、保护和放电等设备，并应设置单台电容器的熔断器保护。
第3.7.5条 当装设电容器装置处的高次谐波含量超过规定允许值或需要限制合闸涌流时，应在并联电容器组回路中设置串联电抗器。
第3.7.6条 电容器装置应根据环境条件、设备技术参数及当地的实践经验，采用屋外、半露天或屋内的布置。电容器组的布置，应考虑维护和检修方便。 第八节 电缆敷设
第3.8.1条 所区内的电缆，根据具体情况可敷设在地面槽沟、沟道、管道或隧道中，少数电缆亦可直埋。
第3.8.2条 电缆路径的选择，应符合下列要求：
一、避免电缆受到各种损坏及腐蚀;
二、避开规划中建筑工程需要挖掘施工的地方;
三、便于运行维修;
四、电缆较短。
第3.8.3条 在电缆隧道或电缆沟内，通道宽度及电缆支架的层间距离，应能满足敷设和更换电缆的要求。
第3.8.4条 电缆外护层应根据敷设方式和环境条件选择。直埋电缆应采用铠装并有黄麻、聚乙烯或聚氯乙烯外护层的电缆。在电缆隧道、电缆沟内以及沿墙壁或楼板下敷设的电缆，不应有黄麻外护层。 第九节 远动和通信
第3.9.1条 远动装置应根据审定的调度自动化规划设计的要求设置或预留位置。
第3.9.2条 遥信、遥测、遥控装置的信息内容，应根据安全监控、经济调度和保证电能质量以及节约投资的要求确定。
第3.9.3条 无人值班的变电所，宜装设遥信、遥测装置。需要时可装设遥控装置。 第3.9.4条 工业企业的变电所，宜装设与该企业中央控制室联系的有关信号。 第3.9.5条 远动通道宜采用载波或有线音频通道。 第3.9.6条 变电所应装设调度通信;工业企业变电所尚应装设与该企业内部的通信;对重要变电所必要时可装设与当地电话局的通信。
第3.9.7条 远动和通信设备应有可靠的事故备用电源，其容量应满足电源中断1h的使用要求。
第十节 屋内外配电装置
第3.10.1条 变电所屋内外配电装置的设计，应符合现行国家标准《3～110kV高压配电装置设计规范》的要求。 第十一节 继电保护和自动装置
第3.11.1条 变电所继电保护和自动装置的设计，应符合现行国家标准《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》的要求。 第十二节 电测量仪表装置
第3.12.1条 第3.12.1条 变电所电测量仪表装置的设计，应符合现行国家标准《电力装置的电测量仪表装置设计规范》的要求。 第十三节 过电压保护
第3.13.1条 变电所过电压保护的设计，应符合现行国家标准《电力装置的过电压保护设计规范》的要求。 第十四节 接地
第3.14.1条 变电所接地的设计，应符合现行国家标准《电力装置的接地设计规范》的要求。
第一节 一般规定
第4.1.1条 建筑物、构筑物及有关设施的设计应统一规划、造型协调、便于生产及生活，所选择的结构类型及材料品种应经过合理归并简化，以利备料、加工、施工及运行。变电所的建筑设计还应与周围环境相协调。
第4.1.2条 建筑物、构筑物的设计应考虑下列两种极限状态：
一、承载能力极限状态：这种极限状态对应于结构或结构构件达到最大承载能力或不适于继续承载的变形。要求在设计荷载作用下所产生的结构效应应小于或等于结构的抗力或设计强度。计算中所采用的结构重要性系数ro，荷载分项系数r，可变荷载组合系数ψc及其他有关系数均按本规范的有关规定采用，结构的设计强度则应遵照有关的现行国家标准采用。
二、正常使用极限状态：这种极限状态对应于结构或结构构件达到正常使用或耐久性能的某项规定极限值。要求在标准荷载作用下所产生的结构长期及短期效应，不宜超过附录三的规定值。计算中所采用的可变荷载组合系数ψc及准永久值系数ψq按本规范的有关规定采用。 第4.1.3条 建筑物、构筑物的安全等级，均应采用二级，相应的结构重要性系数应为1.0。 第4.1.4条 屋外构筑物的基础，当验算上拔或倾覆稳定性时，设计荷载所引起的基础上拔力或倾覆弯矩应小于或等于基础抗拔力或抗倾覆弯矩除以表4.1.4的稳定系数。当基础处于稳定的地下水位以下时，应考虑浮力的影响，此时基础容重取混凝土或钢筋混凝土的容重减10kN/，土容重宜取10～11kN/。 表4.1.4 基础上拨或倾覆稳定系数 计算方法 荷载类型
在长期荷载作用下 在短期荷载作用下
按考虑土抗力来验算倾覆或考虑锥形土体来验算上拔 1.8 1.5
仅考虑基础自重及阶梯以上的土重来验算倾覆或上拔 1.15 1.0
注：短期荷载系指风荷载、地震作用和短路电动力三种，其余均为长期荷载。 第二节 荷载
第4.2.1条 荷载分为永久荷载、可变荷载及偶然荷载三类。
一、永久荷载：结构自重(含导线及避雷线自重)、固定的设备重、土重、土压力、水压力等：
二、可变荷载：风荷载、冰荷载、雪荷载、活荷载、安装及检修荷载、地震作用、温度变化及车辆荷载等;
三、偶然荷载：短路电动力、验算(稀有)风荷载及验算(稀有)冰荷载。 第4.2.2条 荷载分项系数的采用应符合下列规定：
一、永久荷载的荷载分项系数r宜采用1.2，当其效应对结构抗力有利时宜采用1.0;对导线及避雷线的张力宜采用1.25;
二、可变荷载的荷载分项系数rq宜采用1.4，对温度变化作用宜采用1.0，对地震作用宜采用1.3，对安装情况的导线和避雷线的紧线张力宜采用1.4;注：在大风、覆冰、低湿、检修、地震情况下的导线与避雷线张力均作为准永久性荷载处理，其荷载分项系数宜采用1.25，但安装情况的紧线张力宜作可变荷载处理，其荷载分项系数宜采用1.4。
三、偶然荷载的荷载分项系数rqi宜采用1.0。
第4.2.3条 可变荷载的荷载组合系数ψc，应按下列规定采用：
一、房屋建筑的基本组合情况：风荷载组合系数ψcw取0.6;
二、构筑物的大风情况：对连续架构，温度变化作用组合系数ψcr取0.8;
三、构筑物最严重覆冰情况：风荷载组合系数ψcw取0.15(冰厚≦10mm)或0.25(冰厚>10mm);
四、构筑物的安装或检修情况：风荷载组合系数ψcw取0.15;
五、地震作用情况：建筑物的活荷载组合系数ψcw取0.5，构筑物的风荷载组合系数ψcw取0.2，构筑物的冰荷载组合系数ψcj取0.5。
第4.2.4条 房屋建筑的活荷载应根据实际的工艺及设备情况确定。其标准值及有关系数不应低于本规范附录四所列的数值。
第4.2.5条 架构及其基础宜根据实际受力条件，包括远景可能发生的不利情况，分别按终端或中间架构来设计，下列四种荷载情况应作为承载能力极限状态的基本组合，其中最低气温情况还宜作为正常使用极限状态的条件对变形及裂缝进行校验。
一、运行情况：取30年一遇的最大风(无冰、相应气温)、最低气温(无冰、无风)及最严重覆冰(相应气温及风荷载)等三种情况及其相应的导线及避雷线张力、自重等;
二、安装情况：指导线及避雷线的架设，此时应考虑梁上作用人和工具重2kN以及相应的风荷载、导线及避雷线张力、自重等。
三、检修情况：根据实际检修方式的需要，可考虑三相同时上人停电检修及单相跨中上人带电检修两种情况的导线张力、相应的风荷载及自重等，对档距内无引下线的情况可不考虑跨中上人;
四、地震情况：考虑水平地震作用及相应的风荷载或相应的冰荷载、导线及避雷线张力、自重等，地震情况下的结构抗力或设计强度均允许提高25%使用，即承载力抗震调整系数采用0.8。
第4.2.6条 设备支架及其基础应以下列三种荷载情况作为承载能力极限状态的基本组合，其中最大风情况及操作情况的标准荷载，还宜作为正常使用极限状态的条件对变形及裂缝进行校验。
一、最大风情况：取30年一遇的设计最大风荷载及相应的引线张力、自重等;
二、操作情况：取最大操作荷载及相应的风荷载、相应的引线张力、自重等;
三、地震情况：考虑水平地震作用及相应的风荷载、引线张力、自重等，地震情况下的结构抗力或设计强度均允许提高25%使用，即承载力抗震调整系数采用0.8。 第4.2.7条 架构的导线安装荷载，应根据所采用的施工方法及程序确定，并将荷载图及紧线时引线的对地夹角在施工图中表示清楚。导线紧线时引线的对地夹角宜取45°～60°。 第4.2.8条 高型及半高型配电装置的平台、走道及天桥的活荷载标准值宜采用1.5kN/㎡，装配式板应取1.5kN集中荷载验算。在计算梁、柱和基础时，活荷载乘折减系数;当荷重面积为10～20㎡时宜取0.7，超过20㎡时宜取0.6。. 第三节 建筑物
第4.3.1条 主控制楼(室)根据规模和需要可布置成平房、两层或三层建筑。主控制室顶棚到楼板面的净高：对控制屏与继电器屏分开成两室布置时宜采用3.4～4.0m;对合在一起布置时宜采用3.8～4.4m。当采用空调设施时，上述高度可适当降低。电缆隔层的板间净高宜采用2.3～2.6m，大梁底对楼板面的净高不应低于2m。底层辅助生产房屋楼板底到地面的净高宜采用3.0～3.4m。
第4.3.2条 当控制屏与继电器屏采用分室布置时，两部分的建筑装修、照明、采暖通风等设计均宜采用不同的标准。
第4.3.3条 对主控制楼及屋内配电装置楼等设有重要电气设备的建筑，其屋面防水标准宜根据需要适当提高。屋面排水坡度不应小于1/50，并采用有组织排水。
第4.3.4条 主控制室及通信室等对防尘有较高要求的房间，地坪应采用不起尘的材料。 第4.3.5条 蓄电池室与调酸室的墙面、顶棚、门窗、排风机的外露部分及其他金属结构或零件，均应涂耐酸漆或耐酸涂料。地面、墙裙及支墩宜选用耐酸且易于清洗的面层材料，面层与基层之间应设防酸隔离层。当采用全封闭防酸隔爆式蓄电池并有可靠措施时，地面、墙裙及支墩的防酸材料可适当降低标准。地面应有排水坡度，将酸水集中后作妥善处理。 第4.3.6条 变电所内的主要建筑物及多层砖承重的建筑物，在地震设防烈度为6度的地区宜隔层设置圈梁，7度及以上地区宜每层设置圈梁。圈梁应沿外墙、纵墙及横墙设置，沿横墙设置的圈梁的间距不宜大于7m，否则应利用横梁与圈梁拉通。对于现浇的或有配筋现浇层的装配整体式楼面或屋面，允许不设置圈梁，但板与墙体必需有可靠的连结。 第4.3.7条 在地震设防烈度为6度及以上的变电所，其主要建筑物及多层砖承重建筑，在下列部位应设置钢筋混凝土构造柱：
一、外墙四角;
二、房屋错层部位的纵横墙交接处;
三、楼梯间纵横墙交接处;
四、层高等于或大于3.6m或墙长大于或等于7m的纵横墙交接处;
五、8度及以上地区的建筑物的所有纵横墙交接处，
六、7度地区的建筑物，纵横墙交接处一隔一设置。
第4.3.8条 变电所内的主要砖承重建筑及多层砖承重建筑，其抗震横墙除应满足抗震强度要求外，其间距不应超过附录五的规定。
第4.3.9条 多层砖承重建筑的局部尺寸宜符合附录六的规定，但对设有钢筋混凝构造柱的部位，不受该表限制。 第四节 构筑物
第4.4.1条 结构的计算刚度，对电焊或法兰连结的钢构件可取弹性刚度，对螺栓连结的钢构件可近似采用0.80倍弹性刚度，对钢筋混凝土构件可近似采用0.60～0.80倍弹性刚度，对预应力钢筋混凝土构件可近似采用0.65～0.85倍弹性刚度。长期荷载对钢筋混凝土结构刚度的影响应另外考虑。 第4.4.2条 钢结构构件最大长细比应符合表4.4.2的规定。各种架构受压柱的整体长细比，不宜超过150，当杆件受力有较大裕度时，上述长细比允许放宽10%～15%。 第4.4.3条 人字柱的受压杆计算长度，可按本规范附录七采用。
第4.4.4条 打拉线(条)架构的受压杆件计算长度，可按本规范附录八采用。 表4.4.2 钢结构构件最大长细比 构件名称
受压弦杆支座处受压腹杆 一般受压腹杆 辅助杆 受拉杆
预应力受拉杆
容许最大长细比 150 220 250 400 不限
第4.4.5条 格构式钢梁或钢柱，其弦杆及腹杆的受压计算长度，可按下列规定采用：
一、弦杆：正面与侧面腹杆不叉开布置时，计算长度取1.0倍节间长度;正面与侧面腹杆叉开布置且弦杆使用角钢时，计算长度取1.2倍节间长度，相应的角钢回转半径取平行轴的值，如弦杆采用钢管则计算长度仍取1.0倍节间长度。
二、腹杆：对单系腹杆计算长度取中心线长度;对交叉布置腹杆，当两腹杆均不开断且交会点用螺栓或电焊连结时，计算长度取交叉分段中较长一段的中心线长度。
第4.4.6条 人字柱及打拉线(条)柱，其根开与柱高(基础而到柱的交点)之比分别不宜小于1/7及1/5。
第4.4.7条 格构式钢梁梁高与跨度之比，不宜小于1/25，钢筋混凝土梁此比值，不宜小于1/20。
第4.4.8条 架构及设备支架柱插入基础杯口的深度不应小于表4.4.8的规定值。根据吊装稳定需要，柱插入杯口深度还应不小于0.05倍柱长，但当施工采取设临时拉线等措施时，可不受限制。
表4.4.8 柱插入杯口深度 柱的类型
钢筋混凝土矩型、工字型断面 水泥杆 钢管
插入杯口最小深度 架构 1.25B 1.5D 2.0D 支架 1.0B 1.0D 1.0D
注：B及D分别为柱的长边尺寸及柱的直径。 第五节 采暖通风
第4.5.1条 变电所的采暖通风及空调设计应符合现行国家标准《采暖通风与空气调节设计规范》的有关规定。在严寒地区，凡所内有人值班、办公及生活的房间以及工艺、设备需要采暖的房间均应设置采暖设施。在寒冷地区，凡工艺或设备需要，不采暖难以满足生产要求的房间均可设置采暖设施。不属于严寒或寒冷的地区，在主控制室等经常有人值班的房间可根据实际气温情况，采用局部采暖设施。采暖的方式可根据变电所的规模，结合当地经验作技术经济比较后确定，但必需符合工艺及防火要求。
第4.5.2条 主控制室及通信室的夏季室温不宜超过35℃;继电器室、电力电容器室、蓄电池室及屋内配电装置室的夏季室温不宜超过40℃：油浸变压器室的夏季室温不宜超过45℃;电抗器室的夏季室温不宜超过55℃。
第4.5.3条 屋内配电装置室及采用全封闭防酸隔爆式蓄电池的蓄电池室和调酸室，每小时通风换气次数均不应低于6次。蓄电池室的风机，应采用防爆式。 第六节 防火
第4.6.1条 变电所内建筑物、构筑物的耐火等级，不应低于本规范附录九的要求。
第4.6.2条 变电所与所外的建筑物、堆场、储罐之间的防火净距，应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》的规定。变电所内部的设备之间、建筑物之间及设备与建筑物、构筑物之间的最小防火净距，应符合本规范附录十的规定。
第4.6.3条 变电所应根据容量大小及其重要性，对主变压器等各种带油电气设备及建筑物，配备适当数量的手提式及推车式化学灭火器。对主控制室等设有精密仪器、仪表设备的房间，应在房间内或附近走廊内配置灭火后不会引起污损的灭火器。 第4.6.4条 屋外油浸变压器之间，当防火净距小于本规范附录十的规定值时，应设置防火隔墙，墙应高出油枕顶，墙长应大于贮油坑两侧各0.5m。屋外油浸变压器与油量在600kg以上的本回路充油电气设备之间的防火净距不应小于5m。
第4.6.5条 主变压器等充油电气设备，当单个油箱的油量在1000kg及以上时，应同时设置贮油坑及总事故油池，其容量分别不小于单台设备油量的20%及最大单台设备油量的60%。贮油坑的长宽尺寸宜较设备外廓尺寸每边大1m，总事故油池应有油水分离的功能，其出口应引至安全处所。
第4.6.6条 主变压器的油释放装置或防爆管，其出口宜引至贮油坑的排油口处。
第4.6.7条 充油电气设备间的总油量在100kg及以上且门外为公共走道或其他建筑物的房间时，应采用非燃烧或难燃烧的实体门。
第4.6.8条 电缆从室外进入室内的入口处、电缆竖井的出入口处及主控制室与电缆层之间，应采取防止电缆火灾蔓延的阻燃及分隔措施。 第4.6.9条 设在城市市区的无人值班变电所，宜设置火灾检测装置并遥信有关单位。对位于特别重要场所的无人值班变电所，可以装设自动灭火装置。
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转自：生活安全网(http://anquanweb.com)
一、110kV变电站电气一次部分设计的主要内容：
1、所址选择 、负荷分级
2、选择变电所主变台数、容量和类型;
3、补偿装置的选择及其容量的选择;
4、设计电气主接线，选出数个主接线方案进行技术经济比较，确定 一个较佳方案;
5、进行短路电流计算;
6、选择和校验所需的电气设备;设计和校验母线系统;
7、变电所防雷保护设计;
8、进行继电保护规划设计;
9、绘制变电所电气主接线图，变电所电气总平面布置图，110kV高压配电装置断面图(进线或出线)。
二、110kV变电站设计二次部分
一、系统继电保护
1、110kV线路保护
每回110kV线路的电源侧变电站一般宜配置一套线路保护装置,负荷侧变电站可以不配。保护应包括完整的三段相间和接地距离及四段零序方向过流保护。
每回110kV环网线及电厂并网线、长度低于10km短线路、宜配置一套纵联保护。
三相一次重合闸随线路保护装置配置。 组屏：宜两回线路保护装置组一面屏(柜)。如110kV采用测控、保护共同组屏(柜)方式， 1个电气单元组一面屏(柜)。
2、110kV母线保护
双母线接线应配置一套母差保护;单母线分段接线可配置一套母差保护。
组屏： 独立组一面屏。
3、110kV母联(分段)断路器保护
母联(分段)按断路器配置一套完整、独立的，具备自投自退功能的母联(分段)充电保护装置和一个三相操作箱。
要求充电保护装置采用微机型，应具有两段相过流和一段零序过流。
4、备用电源自动投入装置配置原则
根据主接线方式要求，母联(分段、桥)断路器、线路断路器可配置备用电源自动投入装置。
组屏： 110kV断路器保护、备用电源自动投切均为独立装置，两套装置组一面屏。
5、故障录波器配置原则
对于重要的110kV变电站，其线路、母联(分段)及主变压器可配置一套故障录波器。
组屏： 组一面屏。
6、保护及故障录波信息管理子站系统
110kV变电站配置一套保护及故障录波信息管理子站系统，保护及故障信息管理子站系统与监控系统宜根据需要分别采集继电保护装置的信息。
二、调度自动化
7、远动系统设备配置
应配置相应的远动通信设备及测控单元等设备，其中远动通信设备按单套配置，并优先采用专用装置、无硬盘型，采用专用操作系统，远动与计算机监控系统合用测控单元。 组屏： 与监控系统统一组屏。
8、电能量计量系统
变电站内设置一套电能量计量系统子站设备，包括电能计量装置、电能量远方终端(或终端服务器)等。贸易结算用电能计量点配置主/副电能表，考核用电能计量点可按单电能表配置;电能表应为电子式多功能电能表. 组屏： 按照每面柜布置9只计量表组屏，电能量计量终端或终端服务器布置在其中一面屏中或单独组屏。
9、调度数据网接入原则
根据电网情况，可配置1套调度数据网接入设备。变电站宜一点就近接入相关的电力调度数据网。
三、系统及站内通信
10、光纤通信
光纤通信电路的设计，应结合各地市公司通信网规划建设方案进行。 系统通信在只有一路光纤通道的情况下，宜配置一路电力线载波通道备用;在没有光纤通道的情况下，可配置两路电力线载波通道。 新建110kV变电站可根据需求及通道条件配置1套数据通信网接入设备，
11、站内通信
220kV变电站不开设通信用电力载波通道;当保护只有一路独立光纤通道时，宜可配置一路保护专用高频通道。 一般不设置调度程控交换机。
可根据需求配置一套综合数据网设备。
信系统不设独立的视频监控和环境监控。
12、通信电源系统
一般变电站的通信电源系统按2套高频开关电源、1组蓄电池组或1套高频开关电源、1组蓄电池组考虑，也可采用2套独立的DC/DC转换装置。重要的变电站按2套高频开关电源、2组蓄电池组考虑
四、计算机监控系统
变电站计算机监控系统的设备配置和功能要求按无人值班设计。
13、计算机监控系统设备配置
监控系统应宜采用分层、分布、开放式网络结构，主要由站控层设备、间隔层设备和网络设备等构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备按工程实际建设规模配置。 包括站控层设备 、网络设备 、间隔层设备
14、测控装置组屏 除35(10)kV测控保护一体化装置就地布置在35(10)kV开关柜上外，其余测控装置应按照变电站实际规模配置。主变、
110、220kV测控及各电压等级母线电压采用集中组屏方式安装于二次设备室;每3～4个电气单元组一面屏。
15、其他功能特点
宜采用监控系统实现小电流选线功能。 AVQC功能宜由监控系统实现。
监控系统站控层工作站等设备采用站内UPS供电。间隔层I/O测
控设备采用直流供电。
16、系统网络结构
变电站宜采用单网结构，站控层网络与间隔层网络采用直接连接方式。
17、系统软件
主机兼操作员工作站应可采用安全的UNIX、LINUX或经过软件加固的WINDOWS等安全性较高的操作系统。
18、组屏
主机兼操作员站、打印机设备一般不组屏，相应配置计算机工作台;远动通信设备、智能型公用接口设备、网络交换机等设备组1面屏。除35(10)kV测控保护一体化装置就地布置在35(10)kV开关柜上外，其余测控装置应按照变电站实际规模配置。主变、110kV测控及各电压等级母线电压采用集中组屏方式安装于二次设备室;每3～4个电气单元组一面屏。
五、元件保护及自动装置
19、主变压器保护配置原则
主变压器微机保护应按主、后分开单套配置，主保护与后备保护宜引自不同的电流互感器二次绕组，变压器应配置独立的非电量保护。 当高压侧为内桥接线时，要求各侧电流互感器分别引入差动保护装置。
组屏： 每台主变压器组一面屏。 20、自动装置
35kV(10kV)小电流接地选线一般由监控系统实现。
根据系统要求配置微机型低频减载装置，35kV(10kV)线路一般采用一体化装置中的自动低频减载功能，也可独立设置。 组屏：低频减载组一面屏。
六、直流及UPS电源系统
配置单套蓄电池装置，可组柜安装，一般不设直流分屏。
不停电电源系统：一般容量较小馈线较少，可以与其他设备组屏。
七、其他二次系统
21、全站时间同步系统配置原则
全站设置1套统一的时间同步GPS系统，双时钟冗余配置。另配置扩展装置实现站内所有对时设备的软、硬对时。时间同步系统宜输出IRIG-B(DC)时码、1PPS 、1PPM或时间报文。
110kV变电站配置一套交流不停电电源系统(UPS)。可采用主机冗余配置方式，也可采用模块化N+1冗余配置。
22、二次系统安全防护
二次系统的安全防护应遵循电监会5号令《电力二次系统安全防护规定》及电监安全[2006]34号《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》的有关要求。
23、图像监视及安全警卫系统
在110kV变电站内设置一套图像监视及安全警卫系统。其功能按满足安全防范要求配置，不考虑对设备运行状态进行监视。
24、火灾自动报警系统
110kV变电站应设置一套火灾自动报警系统。
25、二次设备的布置
110kV变电站二次设备的布置一般采用集中布置方式。站内不设通信机房，在主控楼内集中设置二次设备室。若变电站规模较大，采用户外敞开式布置或户内GIS方案，对应站内不同的设备布置情况，也可采用设就地继电器小室或按电压等级下放到GIS设备旁的分散布置方式。
应按工程最终规模规划并布置二次设备，备用屏(柜)位不少于总屏(柜)位的10～15%。
26、电压互感器二次参数选择
110kV及以下电压的双母线接线，宜在主母线三相上装设电压互感器。当需要监视和检测线路侧有无电压时，可在出线侧的一相上装设电压互感器。
宜设置专用的电压互感器二次绕组。电压互感器一般设剩余有保护用剩余电压绕组，供接地故障产生剩余电压用。
计量采用独立的电压互感器二次绕组，准确级的准确级，最低要求宜选0.2级;测量与保护I共用一个二次绕组，准确级宜选用电压互感器的准确级，最低要求选0.5(3P)级;;保护II采用独立的电压互感器二次绕组电压互感器的，准确级，为宜选3P和或6P;保护用电压互感器剩余电压绕组的准确级为6P。
根据工程情况，对220kV、110kV母线电压互感器，也可取消电压互感器剩余电压绕组。电压互感器配置四个主二次绕组。计量、测量、保护I、保护II分别采用各自独立的二次绕组，准确级分别为0.2/0.5/3P/3P(6P)。
25、电流互感器二次参数选择
220kV、110kV系统可按三相配置;35kV、10kV系统，依具体要求可按两相或三相配置;
每套保护(包括线路、主变及母线保护)宜使用专用的二次绕组。准确级：变压器主回路、220 kV及以上线路宜采用5P级，其他回路可采用10P级。
测量、计量一般应分别使用各自专用的二次绕组。准确级：一般为0.5、0.2级，供特殊用途的为0.5S、0.2S级，在满足准确级条件下，也可共用一个二次绕组。
故障录波装置可与保护共用一个二次绕组，也可单独使用一个二次绕组。准确级：5P级或10P级。
新建变电站，二次额定电流宜选1A，二次负荷一般为10～15VA(当二次额定电流为5A时，二次负荷一般为40～50VA)。
八、直流及UPS电源 总结：
1、变电站二次系统设计的技术原则，包括：系统继电保护、元件保护、计算机监控系统、电力调度数据网接入设备、二次系统安全防护设备，站内通信系统、变电站操作直流电源、交流不停电电源、图像监控系统等二次系统的技术要求和设备配置要求。
2、二次设备组屏方案和各个屏柜的功能配置。按照统一的配置原则和技术要求，根据变电站接线形式、一次设备类型，制定二次设备的典型组屏方案和各屏柜的功能配置，统一变电站二次设备的组屏方案、屏柜尺寸、形式、名称、标识及颜色等。
3、二次系统设备的技术规范，根据变电站二次系统典型设计配置原则和技术要求、各种典型二次设备组屏方案和各屏柜的功能配置，编制了96项二次设备的技术条件书，统一了二次系统及各屏柜的技术规范。
4、规范系统继电保护及元件保护的配置原则、通道组织原则和设备组屏原则。
5、规范计算机监控系统的配置原则和方案，包括整体网络结构，站控层软件、硬件配置，间隔层设备配置及组屏原则，站控层与间隔层通信所采用的技术和标准，监控系统与继电保护、保护故障信息管理子站以及站内其他智能装置的通信接口形式和技术要求等
6、规范变电站电气二次接线，包括防误闭锁实现方式，二次屏柜的供电方式，操作箱控制回路接线以及断路器、隔离开关机构箱控制回路接线等。
7、规范专业间配合的技术要求，包括系统继电保护对电流互感器、电压互感器变比、绕组数量、容量及精度的配置要求;系统继电保护对断路器跳闸线圈、操作电源的配置要求;保护对通信通道的要求、保护光电转换接口对通信电源的要求等。
8、规范保护和故障录波信息管理子站系统的配置原则及实施方案，包括：子站系统的构成、功能定位、数据采集方式，与监控系统的接口方式、子站信息传输方式等。
9、规范二次系统各类接口要求，包括：继电保护装置与计算机监控系统的接口及通信要求;继电保护装置、故障录波装置以及双端故障测距装置对时精度和接口要求。
10、规范站内通信设备的配置原则和方案，包括：通信蓄电池配置原则、通信机房布置、光缆引接方式、通信机柜尺寸等。
11、规范时间同步系统、图像监视系统的配置原则和方案。
12、规范二次设备的接地方式、继电器保护小室下放布置和电缆敷设方式
110kV变电站典型设计应用实例
传统的110kV变电站主要以户外设计和安装为主，占地面积大，且设备容易被腐蚀，尤其在高污秽地区，还极易造成污闪事故的发生。为了建设坚强电网，发挥规模优势，提高资源利用率，提高电网工程建设效率，国家电网公司在2005年提出“推广电网标准化建设，各级电网工程建设要统一技术标准，推广应用典型优化设计，节省投资，提高效益”。典型设计坚持以“安全可靠、技术先进、保护环境、投资合理、标准统
一、运行高效”的设计原则，采用模块化设计手段，做到统一性与可靠性、先进行、经济性、适应性和灵活性的协调统一。
海阳市供电公司积极响应国家电网公司的号召，积极推广110kV变电站典型设计。本文就海阳市供电公司110kV变电站典型设计的应用实例予以阐述，以说明推广典型设计的重要意义。
1 110kV变电站典型设计应用实列
海阳市供电公司2006年开始采用110kV变电站典型设计，到目前为止，已经完成3座110kV变电站的设计、建设工作。从实际效果来看，具有较好的经济效益和社会效益，下面以110kV望石变电站为例对典型设计进行分析。
110kV望石变电站位于海阳市新建的临港产业区，该区域规划面积较小，但是电力负荷较为集中。该区域包括以莱福士造船厂在内的多个用电大户正在兴建中，而山东核电设备制造公司已经投产。根据该区域负荷预测及用电负荷性质，海阳市供电公司按照安全可靠、技术先进、投资合理、运行高效的原则，结合该站用电负荷集中、土地昂贵、临近海边(Ⅳ级污秽区)、电缆出线多等客观事实，对110kV望石变电站作了如下设计。
该站为半户内无人值班变电站(半户内布置方式即除主变压器以外的全部配电装置，集中布置在一幢主厂房的不同楼层的电气布置方式)，变电站主体是生产综合楼，除主变压器外所有配电装置均安装在综合楼内。以生产综合楼和主变压器为中心，四周布置环形道路，大门入口位于站区东南角，正对生产综合楼主入口。综合楼共两层，一层为10kV配电装置室、电容器室、接地变压器室及主控室，二层为110kV GIS室。
1.1 电气主接线
变电站设计规模及主接线。通过负荷资料的分析，考虑到安全、经济及可靠性，确定110kV变电站主接线。电气主接线图如图1所示。通过负荷分析和供电范围，确定变压器台数、容量及型号，该设计中主变压器总容量为2×50MVA(110/10.5kV)，一期(共两期)设计为1×31.5MVA(110/10.5kV)，采用双绕组油浸自冷有载调压变压器。110kV出线共2回，一期1回，采用内桥接线方式。10kV出线共24回，一期24回，采用单母线分段接线方式。无功补偿电容器为2×6000(3000+3000)kvar，分别接入10kV两段母线上。
图1 110kV望石变电站主接线图
各级电压中性点接地方式。110kV侧直接接地，由于主变压器10kV侧没有中性点，而10kV侧全部采用电缆出线，电网接地电容电流较大，故采用了站用电与消弧线圈共用的接地变压器。
1.2 短路电流水平
根据终期(共两期)双绕组自冷变压器的容量、空载损耗、负载损耗、短路阻抗等相关参数，考虑电网远景规划，按照三相短路验算，并套用《国家电网公司输变电工程典型设计110kV变电站分册》中110kV变电站典型设计(方案B-1)，确定110kV电压等级的设备短路电流为kA，10kV电压等级的设备短路电流为31.5kA。
1.3 主要电气设备选择
考虑城市噪音控制，选用双绕组低损耗自冷变压器，采用YNd11接线组别。因站址临近海边，空气湿度大及盐碱度高，故110kV设备采用六氟化硫封闭式组合电器，断路器额定电流为2000A，额定开断电流为31.5kA。10kV设备选用N2X系列气体绝缘开关柜，N2X开关柜采用单气箱结构，每个开关柜独立一个气箱，气箱内安装免维护的三工位开关和固封极柱式真空断路器，通过插接方式与其他元器件组合，实现和满足不同的主接线方式。该开关柜分成三个间隔：高压密封间隔，低压控制间隔，电缆和TA间隔。断路器为真空断路器，主变压器及分段回路额定电流为3150A，额定开断电流为31.5kA;出线回路额定电流为1250A，额定开断电流为20kA。
1.4 过电压保护及接地
110kV及35kV设备全部选用金属氧化物避雷器，并按照GB 11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》之规定进行选择。按照防直击雷原则进行理论计算，在主建筑屋顶安装避雷带及避雷针，用以保护主建筑物及主变压器。按照DL/T 621-1997《交流电气装置的接地》的规定进行电气设备接地，主接地网由水平接地体和垂直接地体组成复合接地网，将建筑物的接地与主接地网可靠连接，接地埋深0.8m。接地网实测电阻为0.43Ω。
1.5 站用电和照明
变电站远景采用2台干式接地变压器500/10.5-80/0.4，每台总容量为500kVA，其中站用电额定容量为80kVA。两台接地变压器分别经断路器接入10kV#
4、#5母线上。站用电为380/220V三相四线制中性点直接接地系统，站用变压器低压侧采用单母线分段接线。室外照明采用投光灯，室内工作照明采用荧光灯、白炽灯，事故照明采用白炽灯。事故照明为独立的照明系统。
1.6 计算机监控系统
计算机监控系统为分层分布式网络结构，能完成对变电站所有设备的实时监视和控制。电气模拟量采集采用交流采样，保护动作及装置报警等重要信号采用硬节点方式输入测控单元。系统具备防误闭锁功能，能完成全站防误操作闭锁。具有与电力调度数据专网的接口，软、硬件配置能支持联网的网络通信技术及通信规约的要求。全站设有一套双时钟源GPS对时系统，实现整个系统所有装置的时钟同步。监控系统可对110kV及10kV断路器、隔离开关、主变压器中性点接地开关、主变压器分接头、无功补偿装置、站用电源、直流系统、UPS系统等多方面进行监控。操作控制功能按分层操作设计，达到了任何一层的操作、设备的运行状态和选择切换开关的状态都处于计算机监控系统的监控之中。
1.7 保护装置的配置
整个保护系统全部选用微机型保护装置。主变压器保护包括差动保护和后备保护，在主控室集中组屏安装。10kV保护测控装置采用保护测控一体化装置，装设在成套开关柜上，10kV线路保护具有低周减载功能。另外，10kV系统还具有小电流接地选线功能。
1.8 直流系统
直流系统额定电压为220V，设单组阀控式铅酸免维护蓄电池组和双套冗余配置的高频开关电源充电装置，并设置一套微机型直流接地自动检测装置。蓄电池容量为100Ah。该系统还配置一台UPS，容量为3kVA，UPS系统为站内计算机监控系统、保护装置、通信设备等重要二次设备提供不间断电源。
1.9 图象监控系统和火灾探测报警系统
大楼入口处设置摄像头;主控室、电容器室、接地变压器室以及各级电压配电装置室均安装室内摄像头;主变压器区安装室外摄像头。监控信号通过光缆传送到调度主站，用以完成变电站全站安全及设备运行情况的监控。
站内配置一套火灾报警系统。火灾报警控制器设置在主控楼内。当有火灾发生时，报警系统可及时发出声光报警信号，显示发生火灾的地点，并通过通信接口和光缆，将信息最终传至调度端。
2 结束语
该典型设计的变电站与常规室外布置变电站相比具有以下优点。第一，土地占用面积不足常规变电站的三分之一。第二，该站临近海边，属高污秽地区。所有配电设备均室内布置，尤其是110kV及10kV配电设备全部采用气体绝缘全密封开关设备，有效地防范了污闪事故的发生。第三，配电设备检修周期长，供电可靠性高。第四，采用接地变压器，很好地解决了10kV电缆出线引起的电网接地大电容电流。第五，具备了无人值班的条件，实现了变电站无人值班。
应用110kV变电站典型设计，能大大提高生产效率，同时也对110kV变电站建设标准、设备规范、节约土地及资源消耗等方面有着重要意义
第一节 预测资料
一、变电站性质及作用
几年来，随着xy市小水电的不断开发建设，主要电站的上网电量都汇集于城南变。原有的两个变电站已不能满足电网发展的需要，负荷过重，电网结构薄弱，电源单一。为改善电网结构、满足项目区域经济发展对电力负荷增长的需要，同时改善电能质量，缩小供电半径、降低线路损耗。因此在hjs新建一座110kV变电站非常必要的，该站建成后将作为市电网的另一个枢纽变电站，缓解110kV城南变的负荷压力，满足该区域负荷增长的需要。
二、待建变电站主要负荷预测
1、110kVⅠ段母线负荷：
(1)某甲醇厂：2×4万kW，功率方向为母线外送。 (2)110kVxr线：5万kW，功率方向为母线外送。 (3)zjd线路：5万kW，功率方向为向母线送电。 (4)qsh线路：16.09万kW，功率方向为向母线送电。
2、110kVⅡ段母线负荷：
(1)110kVhc线：3.21万kW，功率方向为向母线送电。 (2)xy线路：16.09万kW，功率方向为向母线送电。
(3)备用线路：为今后水电站上网预留(容量待定)功率方向为向母线送电。
3、35kVⅠ段母线负荷：
(1)35kV某A水泥厂变电站Ⅰ回线：2×3万kW，功率方向为母线外送。 (2)35kV甲变电站：1.6万kW，功率方向为向母线送电。 (3)35kV乙变电站：2×3.15万kW，功率方向为母线外送。
(4)备用线路：为今后该地区工厂预留(容量待定)功率方向为母线外送。 (5)35kV户外式电容器一组，容量为6.0Mvar。
2、35kVⅡ段母线负荷：
(1)35kV丙变电站(预留)：3.21万kW，功率方向为向母线送电。 (2)35kV某B吨水泥厂(预留)：2×4万kW，功率方向为母线外送。 (3)35kV某C水泥厂(预留)：2×3.15万kW，功率方向为母线外送。 (4)备用线路：为今后该地区工厂预留(容量待定)功率方向为母线外送。 (5)35kV户外式电容器一组，容量为6.0Mvar。
三、地理环境条件
该变电站位于hjs，占地约25亩。
(1)当地最热月平均温度为33℃，极端最高气温40.3℃,极端最低温度为-6.2℃，最热月地面为1.0m处土地平均温度为20.6℃。
(2)湿度平均相对温度82%，降水量年平均1512mm，风速年平均1.9m/s，风向东风。
(3)当地海拔高度为1035.4m，雷暴日数36.9日/年，变电所处在p<500Ω.m的黄土上。
(4)所区地震烈度为6度，污染等级为I级。
第二节 设计要求及范围
一、设计要求
1、符合国家经济建设和各项方针和政策。
2、符合国家或部颁的各项设计规程和要求。
3、在满足必要的供电可靠性和灵活性及保证电能质量的前提下，力争降低投资和年运行费用。
4、尽量采用新技术和选用技术经济指标先进的设备及材料。
二、设计范围
设计范围是变电站电气部分，即各级电压的全部变配电
一、二次电气设备安装接线，站用电、防雷接地及继电保护配置。
1、设计变电站的主接线，论证设计方案是最佳方案，选择供电电压等级，选择主变压器容量及台数。(必做)
2、设计变电站的站用电路、选择站用变的容量及台数。(必做)
3、计算短路电流，选择导体及主要电气设备。(必做)
4、设计变电站总平面布置。(选做)
5、设计35kV屋内配电装置的布置。(选做)
6、规划全站继电保护的配置。(选做)
7、规划变电所防雷设施及避雷针设计。(选做)
三、设计成品
1、设计说明书：独力完成所要求的设计内容。书写工整，简明扼要，分析论证条理清晰。且附必要的数据计算书(整理过的计算过程)。
2、主接线图1张：整洁，线条粗细分明;布置匀称，比例适宜;文字、图形符号准确、尺寸标注规则无误。
110kV变电站继电保护设计 摘要
继电保护是电网不可分割的一部分，它的作用是当电力系统发生故障时，迅速地有选择地将故障设备从电力系统中切除，保证系统的其余部分快速恢复正常运行; 当发生不正常工作情况时，迅速地有选择地发出报警信号，由运行人员手工切除那些继续运行会引起故障的电气设备。可见，继电保护对保证电网安全、稳定和经济运行，阻止故障的扩大和事故的发生，发挥着极其重要的作用。因此，合理配置继电保护装置，提高整定和校核工作的快速性和准确性，对于满足电力系统安全稳定的运行具有十分重要的意义。
继电保护整定计算是继电保护工作中的一项重要工作。不同的部门其整定计算 的目的是不同的。对于电网，进行整定计算的目的是对电网中已经配置安装好的各种继电保护装置，按照具体电力系统的参数和运行要求，通过计算分析给出所需的各项整定值，使全网的继电保护装置协调工作，正确地发挥作用。因此对电网继电保护进行快速、准确的整定计算是电网安全的重要保证。
关键词:110kV变电站，继电保护，短路电流，电路配置 0 目录 0 摘要 ....................................................................第一章 电网继电保护的配置 ............................................... 2 1.1 电网继电保护的作用 .................................................. 2 1.2 电网继电保护的配置和原理 ............................................ 2 1.3 35kV线路保护配置原则 ................................................ 3 第二章 3 继电保护整定计算 .................................................2.1 继电保护整定计算的与基本任务及步骤 .................................. 3 2.2 继电保护整定计算的研究与发展状况 .................................... 4 第三章 线路保护整定计算 ................................................. 5 3.1设计的原始材料分析 ................................................... 5 3.2 参数计算 ............................................................ 6 3.3 电流保护的整定计算 .................................................. 7 总 结 ................................................................. 9 1 第一章 电网继电保护的配置 1.1 电网继电保护的作用
电网在运行过程中，可能会遇到各种类型的故障和不正常运行方式，这些都可能在电网中引起事故，从而破坏电网的正常运行，降低电力设备的使用寿命，严重的将直接破坏系统的稳定性，造成大面积的停电事故。为此，在电网运行中，一方面要采取一切积极有效的措施来消除或减小故障发生的可能性:另一方面，当故障一旦发生时，应该迅速而有选择地切除故障元件，使故障的影响范围尽可能缩小，这一任务是由继电保护与安全自动装置来完成的。电网继电保护的基本任务在于: 1(有选择地将故障元件从电网中快速、自动切除，使其损坏程度减至最轻，并保证最大限度地迅速恢复无故障部分的正常运行。
2(反应电气元件的异常运行工况，根据运行维护的具体条件和设各的承受能力，发出警报信号、减负荷或延时跳闸。 3(根据实际情况，尽快自动恢复停电部分的供电。
由此可见，继电保护实际上是一种电网的反事故自动装置。它是电网的一个重要组成部分，尤其对于超高压，超大容量的电网，继电保护对保持电网的安全稳定运行起着极其重要的作用。
1.2 电网继电保护的配置和原理
电力系统各元件都有其额定参数(电流、电压、功率等)，短路或异常工况发生时，这些运行参数对额定值的偏离超出极限允许范围，对电力设备和电网安全构成威胁。
故障的一个显著特征是电流剧增，继电保护的最初原理反应电流剧增这一特征，即熔断器保护和过电流保护。故障的另一特征是电压锐减，相应有低电压保护。同时反应电压降低和电流增大的一种保护为阻抗(距离保护)，它以阻抗降低的多少反应故障点距离的远近，决定保护的动作与否。
随着电力系统的发展，电网结构日益复杂，机组容量不断增大，电压等级也越来越高，对继电保护的要求必然相应提高，要求选择性更好，可靠性更高，动作速度更快。因而促进了继电保护技术的发展，使保护的新原理、新装置不断问世。
2 一般来说，电网继电保护装置包括测量部分和定值调整部分、逻辑部分和执行部分。测量部分从被保护对象输入有关信号，与给定的整定值相比较，决定保护是否动作。根据测量部分各输出量的大小、性质、出现的顺序或它们的组合，使保护装置按一定的逻辑关系工作，最后确定保护应有的动作行为，由执行部分立即或延时发出警报信号或跳闸信号。
1.3 35kV线路保护配置原则
(1)每回35kV线路应按近后备原则配置双套完整的、独立的能反映各种类型故障、具有选相功能全线速动保护 (2)每回35kV线路应配置双套远方跳闸保护。断路器失灵保护、过电压保护和不设独立电抗器断路器的500kV高压并联电抗器保护动作均应起动远跳。
(3)根据系统工频过电压的要求，对可能产生过电压的500kV线路应配置双套过电压保护。
(4)装有串联补偿电容的线路，应采用双套光纤分相电流差动保护作主保护。 (5)对电缆、架空混合出线，每回线路宜配置两套光纤分相电流差动保护作为主保护，同时应配有包含过负荷报警功能的完整的后备保护。
(6)双重化配置的线路主保护、后备保护、过电压保护、远方跳闸保护的交流电压回路、电流回路、直流电源、开关量输入、跳闸回路、起动远跳和远方信号传输通道均应彼此完全独立没有电气联系。
(7)双重化配置的线路保护每套保护只作用于断路器的一组跳闸线圈。 (8)线路主保护、后备保护应起动断路器失灵保护。 第二章 继电保护整定计算
2.1 继电保护整定计算的与基本任务及步骤
继电保护整定计算的基本任务，就是要对系统装设的各种继电保护装置进行整定计算并给出整定值。任务的实施需要对电力系统中的各种继电保护，编制出一个整体的整定方案。整定方案通常按两种方法确定，一种是按电力系统的电压等级或设备来编制，另一种按继电保护的功能划分方案来编制。
因为各种保护装置适应电力系统运行变化的能力都是有限的，所以继电保护整定方案也不是一成不变的。随着电力系统运行情况的变化(包括基本建设发展和运行方式变化)，当其超出预定的适应范围时，就需要对全部或部分保护定值重新进行整定，以
3 满足新的运行需要.如何获得一个最佳的整定方案，要考虑到继电保护的快速性、可靠性、灵敏性之间求得妥协和平衡。因此，整定计算要综合、辨证、统一的运用。
进行整定计算的步骤大致如下: (1) 按继电保护功能分类拟定短路计算的运行方式，选择短路类型，选择分支系数的计算条件。
(2) 进行短路故障计算。
(3) 按同一功能的保护进行整定计算，如按距离保护或按零序电流保护分别进行整定计算，选取出整定值，并做出定值图。
(4) 对整定结果进行比较，重复修改，选出最佳方案。最后归纳出存在的问题，并提出运行要求。
(5) 画出定稿的定值图，并编写整定方案说明书。 2.2 继电保护整定计算的研究与发展状况
继电保护整定计算的工具和方法随着科学技术的不断进步而不断地改进。无论国际还是国内，就其发展历程而言，大致可归纳为三个阶段: 第一阶段是全人工计算阶段。整定人员通过Y/?变换简化网络，计算出分支系数和短路电流，在按照整定规则对各种继电保护装置逐一整定，工作难度很大，效率十分低下。
第二阶段是半人工计算阶段.即:人工计算十故障电流计算程序。保护定值计算中各种故障电流的分析计算用计算机来完成，保护定值的计算还需要整定人员手工完成. 第三阶段是计算机整定阶段。较为成熟可靠的整定计算程序完全取代了整定人员的手工劳动，使继电保护整定计算工作变得准确和快捷。 目前，在我国各大电网继电保护整定过程中，计算机的应用还比较少，其主要工作还是由人工来完成的。继电保护整定计算时，一般先对整个电网进行分析，确定继电保护的整定顺序以及各继电器之间的主/从保护顺序，然后应用计算机进行故障计算，按照继电保护的整定规程，在考虑了各种可能发生的故障情况下，获取保护的整定值，同时应注意到各继电器之间的配合关系，以保证继电保护的速动性、选择性和灵敏性的要求。
4 第三章 线路保护整定计算 3.1设计的原始材料分析
本次变电所设计为一区域性变电所，以供给附近地区的工业，农业，居民等用电。本期工程一次建成，设计中因为需要考虑到留有扩建的余地;初步设计总装机容量为2×31.5MVA，本期先建成2台。考虑到实际情况，110kV出线先输出6回，厂用电一回。其输出数据如下: 1.单回6000kW，cosφ=0.65，架空线长6km; 2.单回8000kW，cosφ=0.73，架空线长8km; 3.单回5000kW，cosφ=0.75，架空线长15km; 4.双回7000kW，cosφ=0.70，架空线长22km; 5.单回5000kW，cosφ=0.7，架空线长10km; 6.所用电380/220V,100 kW，cosφ=0.8. 主接线图如下:
简化系统图如下: 5
图中参数如下表 系统阻T1容 Xl1 T2漏
抗 量 XlX13 X14 X15 X16 X17 最大负荷 抗 X MVA 2 kM kM kM kM kM Ω xt kM 1.62/231.5 6 8 15 22 22 10 31.5MW 22.8 .37 变压器短路电压比均按10.5,计算，线路阻抗按0.4Ω/kM计算， 3.2 参数计算
折算到35kV系统的阻抗如下。
系统阻抗:，X=2.1Ω s.Min22变压器T1阻抗:X=10.5%U/S=0.105×35?31.5=4.08Ω T1 变压器T2阻抗:X=22.8Ω T2 X=8.8Ω 11 线路Xl2阻抗:X=6×0.4=2.4Ω 12 线路Xl3阻抗:X=8×0.4=3.2Ω 13 线路Xl4阻抗:X=15×0.4=6Ω 14 线路Xl5阻抗:X=22×0.4=8.8Ω 15 线路Xl6阻抗:X=22×0.4=8.8Ω 16 线路Xl7阻抗:X=10×0.4=4Ω 17 6 3 线路最大负荷电流:I=P/cosφ/(×35)=31.5×10?0.8??35=169A 33L.MAX 将参数标于图上，化简后得到整定计算用图。
3.3 电流保护的整定计算
1、保护1电流I段整定计算
I(1)求动作电流。按躲过最大运行方式下本线路末端(即B母线处)三相短路时I1.op (3)流过保护的最大短路电流整定。 Ik.max (3)最大短路电流为 Ik.max (3)I=E/(Zs.min，Z)=37//(2.1+8.8)=1.95(kA) 3k.B。maxAB 动作电流为: II(3)I=KI=1.25×1.95=2.44(kA) 1.0Prelk.B。max (2)动作时限。为保护固有动作时间。 (3)灵敏系数校验。 ?段保护的灵敏度用保护区长度表示。 1)最大保护区
EI ， l=10kM ， 最大百分比=Imaxact，0.4Zlsminmax, lmax=，100%=45.45% ; lXl1 2)最小保护区 7 E3lImin，=I ，=5kM ， 最小百分比=100%=22.72% l，actmin，Zl0.42lsmaxmin,Xl1 2(保护1电流?段整定计算 II (1)求动作电流 I1.op 、Xl
3、Xl
4、Xl
5、Xl
6、Xl7属于同一等级，所以只用X12换算 由于Xl2 (3)I=E/(Zs.min，Z，Z)=37//(2.1+8.8+2.4)=1.6(kA) 3k.C。maxABBC II(3)I=KI=1.25×1.6=2(kA) 2.0Prelk.C。max IIII(3)I=KI=1.2×2=2.4(kA) 1.0Prelk.C。Max (2)灵敏系数校验。 (2) I=/2×E/(Zs.max，Z)=/2×37//(6.18+8.8)=1.23(kA) 333k.B。minAB II(2)II K=I/I=1.23/2.4=0.51 senk.B。min1.0P 该段保护的灵敏系数不满足要求，可与线路BC的?段配合整定，或者使用性能 更好的距离保护等保护。 3(保护1电流?段整定计算
III(1)求动作电流。按躲过本线路可能流过的最大负荷电流来整定，即: IopIIIIIII=KKL/K=1.2×1.3/0.85×0.169=0.31(kA) 1.oprelastL.maxres
(2)灵敏系数校验。
1)作线路Xl1的近后备时，利用最小运行方式下本线路末端两相金属性短路时流
过保护的电流校验灵敏系数，即 III(2)IIIK=I/I=1.23/0.31=4.0 senk.B。min1.op 近后备灵敏度满足要求。
2)作远后备时。利用最小运行方式下相邻设备末端发生两相金属性短路时流过保
护的电流校验灵敏系数。
(2)C母线两相短路最小电流为: Ik.C.min (2)I=/2×E/(Zs.max，Z，Z)=/2×37//(6.18+8.8+2.4)=1.06(kA) 333k.C。maxABBC 则作为线路BC远后备保护的灵敏系数为: III(2)IIIK=I/I=1.06/0.31=3.4>1.2 senk.C。min1.op (2)D母线两相短路最小电流为: Ik.D.min (2)I=/2×E/(Zs.max，Z，Z)=/2×37//(6.18+8.8+22.8)=0.48 333k.D。minABT2 则作为变压器T2低压母线远后备保护的灵敏系数为: III(2)IIIK=I/I=0.48/0.31=1.54>1.2 senk.D。min1.op 8 可见，远后备灵敏度满足要求。
(3)动作时限，应比相邻设备保护的最大动作时限高一个时限级差,t，如线路BC与
III变压器T2后备保护动作时间为1s，则 t,1.5(s)1 最后，将整定计算结果列表如下: 动作值(kA) 动作时间(s) 灵敏度 电流保护I段 2.44 0 0.48，45.45% 电流保护II段 2.4 0.5 0.51 电流保护?段 0.31 1.5 4.0，3.2，1.54 总 结
通过这两周的综合课程设计，使我得到了很多的经验，并且巩固和加深以及扩大了专业知识面，锻炼综合及灵活运用所学知识的能力，正确使用技术资料的能力。为进一步成为优秀的技术人员奠定基础。这次课程设计首先使我巩固和加深专业知识面，锻炼综合及灵活运用所学知识的能力。其次通过大量参数计算，锻炼从事工程技术设计的综合运算能力，参数计算尽可能采用先进的计算方法。最后培养了参加手工实践，进行安装，调试和运行的能力。
通过这次设计，在获得知识之余，还加强了个人的独立提出问题、思考问题、解决问题能力，从中得到了不少的收获和心得。在思想方面上更加成熟，个人能力有进一步发展，本次课程设计使本人对自己所学专业知识有了新了、更深层次的认识。在这次设计中，我深深体会到理论知识的重要性，只有牢固掌握所学的知识，才能更好的应用到实践中去。这次设计提高了我们思考问题、解决问题的能力，它使我们的思维更加缜密，这将对我们今后的学习、工作大有裨益。
参考文献: ,1,谷水清编， 《电力系统继电保护》, 中国电力出版社，2005年出版。。 ,2,陈根永编， 《电力系统继电保护整定计算原理与算例》 ，化学工业出版社，2010年
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110kV变电站电气一次系统设计
一、选题意义
随着国民经济的发展和人民生活水平的提高，用户对供电质量的要求日益提高。国家提出了加快城网和农网建设及改造、拉动内需的发展计划[1]。变电站是电力系统中变换电压、接受和分配电能、控制电力的流向和调整电压的电力设施，它通过其变压器将各级电压的电网联系起来，在电力系统中起着至关重要的作用。近年来110kV变电站的建设迅猛发展。科学的变电站设计方案能够提升配电网的供电能力和适应性，降低配电网损耗和供电成本，减少电力设施占地资源，体现“增容、升压、换代、优化通道”的技术改造思路[2]。同时可以增加系统的可靠性，节约占地面积，使变电站的配置达到最佳，不断提高经济效益和社会效益[3]。
二、变电站建设的国内外现状和发展趋势
为了保障我国经济的高速发展，以及持续的城镇化进程，我国电力系统进入了一个快速发展阶段，电网建设得到进一步完善。由于我国电力建设起步比较晚，目前我国变电站主要现状是老设备向新型设备转变，有人值班向无人值班变电站转变，交流传输向直流输出转变，在城市变电站建设中，户内型变电站大幅增加。国外变电站主要是交流输出向直流输出转变。而数字化智能变电站也是国内外变电站未来发展趋势。
1、无人值守变电站：
同西方发达国家相比，由于我国变电站自动化系统应用起步较晚，变电站运行管理的理念也有很大差异，使我们的变电站无人值守运行水平与之相比还有很大的差距。在我国，许多220 kV及以下电压等级变电站已经开始由监控中心进行监控，基本上实现了变电站无人值守。但作为国内电网中最高电压等级的500 kV和330 kV变电站，即使采用了变电站自动化系统的，也都是实行有人值守的管理方式。而在欧美发达国家，各个电压等级变电站都能实现变电站无人值守。由此发现，在国内外无人值守变电站之间、国内外变电站自动化系统之间都还有很大的差异[4]。全面实现变电站无人值守对我国电网建设有非常明显的技术经济效益: 1提高了运行可靠性;2加快了事故处理的速度;3提高了劳动生产率;4降低了建设成本。[5]
2、城市变电站建设
随着城市中心地区的用电负荷迅速增长，形势迫使在城市电网加快改造和建设的同时，在中心城区要迅速地建设一批高质量的城市变电站，在多种变电站的型式中户内型变电站受到各方面的重视，在这几年中得到飞速发展[6]。由于户内变电站允许安全净距小且可以分层布置而使占地面积较小。室内变电站的维修、巡视和操作在室内进行，可减轻维护工作量，不受气候影响。
3、数字化智能变电站
在变电站自动化领域中，智能化电气的发展，特别是智能化开关、光电式互感器等机电一体化设备的出现，变电站自动化技术即将进入新阶段[7]。变电站自动化系统是在计算机技术和网络通信技术基础上发展起来的。它以其简单可靠、可扩展性强、兼容性好等特点逐步为国内用户所接受，并在一些大型变电站监控项目中获得成功的应用[8]。随着智能化开关，光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测及自诊断、变电站运行操作培训仿真这些新技术的日趋成熟以及广泛应用必将对现有变电站自动化技术产生深刻的影响，带来全数字化的变电站新概念[9]。2009年9月11日华北电网首家220千伏数字化智能变电站郭家屯变电站正式启动，它的建成对国内数字化变电站技术的发展及智能电网的建设具有重要意义
三、变电站设计内容及原则
1、110kV变电站电气一次系统设计主要包括以下步骤：电气主接线设计、配电装置、电气平面布置、系统保护 、电气设备选择。[11]
2、变电站设计原则[12]：
(1)足够的变电容量以满足供电区域内中长期规划预测的负荷要求; (2)结构紧凑，设备体积小，占地面积小; (3)自动化程度高，通信误码率低，可靠性高; (4)可靠灵活的主接线方式;
(5)主设备技术性能优越，可靠性高，检修频率低，噪声低。
在变电站设计中要考虑到雷电对变电站的危害，在变电站中至少要安装一台避雷器来保护变压器，最佳选择是在变电站入口处安装避雷器。此时，即使在瞬时有极高电流出现，也能最大限度地保证变压器上的电压水平在安全极限内[13]。
变电站设计是个综合系统工程，是电力系统项目设计的重要组成部分。一份成功的变电站设计方案可以在实际工程中取得最优的效益:增加系统的可靠性，节约占地面积以及建设成本，使变电站的配置达到最佳，保证较高的经济效益和社会效益。 参考文献：
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[10]马瑾瑜.华北电网首家220千伏数字化智能变电站启动.华北电业，2009(5)：55-55 [11]陈月娥.有关22O kV变电站设计思路的分析.广东科技,2008(12)：129-130 [12]林济涛.220kV城市变电站电气系统设计的探讨.沿海企业与科技, 2009(8)：106-107 [13] M.H Mohammed Ariff, M.Z.A Ab Kadir, J.Jasni, R. Mesron , M.T Salahuddin ,J. Lamsi.“Evaluation and Assessment of TransformerFailure on 132kV Substation”. 2nd IEEE International Conference on Power and Energy,2008 [14] Roger A. Hedding (ABB Inc.) WI, Setherman Ganessan (ABB Ltd.) India.“Perspectives on Substation Design Based on Functionality of Modern Relays”
[15] A. Goikoetxea,J.A. Barrena,M.A. Rodriguez, G. Abad.“Active Substation design to maximize DG Integration”. Paper accepted for presentation at 2009 IEEE Bucharest Power Tech Conference
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