第一篇：變電站典型設計情況介紹

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變電站典型設計情況介紹

江蘇省電力設計院 褚農

摘要：本文介紹了 220（110）kV 變電站典型設計在江蘇省電力系統的推廣應用情況，并重 點介紹了國家電網公司 500（330）kV 變電站典型設計情況。1 概述 開展典型設計工作，是貫徹落實國家電網公司“一強三優”戰略的一項工作，是統一公 司工程建設標準、規范管理的重要手段。國網公司典型設計從變電站入手，全面推行。計劃 2005 年上半年完成 500kV 及 330kV 變電 站的典型設計，下半年開始試行；年內要完成 220kV 及 110kV 變電站的典型設計。并在公司 系統新建工程中全部推廣應用。江蘇省電力公司為了適應地方經濟發展需要，并實現電網效益的最大化，從 2001 年開始開 展 220kV 及 110kV 變電站的典型設計，并著力于推廣應用工作。兩年多來的應用實踐證明，這一舉措是成功的。本文先就江蘇省推廣應用 220kV 及 110kV 變電站的典型設計的情況作簡要介紹，然后介紹國 網公司 500kV（330）kV 變電站典型設計的情況。2 江蘇省公司 220kV 及 110kV 變電站的典型設計 2.1 編制過程 220kV（110kV）變電站典型設計的編制工作分三個階段進行。第一階段：搜資調研，確定典設主要設計原則。我院在對江蘇變電站設計進行統計梳理的同時，還赴與江蘇經濟同樣發達的省市學習調 研，取長補短；對一些爭議較大的技術問題進行專題調研分析。共完成調研報告和專題報告 8 篇，有《廣東地區搜資調查報告》、《上海地區搜資調查報告》、《取消旁路母線專題報 告》、《變電站計算機監控系統與“五防”裝置設計專題報告》、《直流系統額定電壓選取 專題報告》、《PASS 及 COMPASS 調研報告》、《110kV 自冷和風冷變壓器選型》、《環保型 自動滅火系統調研報告》。通過搜資調研為典型設計提供真實可靠的依據。原則主要包括編制深度、應用范圍、規模區間、短路電流控制水平、設備水平以及運行管理 模式等。《典型設計主要設計原則（初稿）》完成后，省公司組織了公司本部有關部門、我 院典設組成員和 13 個地市供電公司總工程師以及生技、基建、調度部門負責人進行了座談，廣泛聽取意見、了解需求。第二階段：編制和審定典設的設計方案和技術條件書。根據第一階段確定的主要設計原則，我們編制了專題報告，進行了分析論證，提出了典 設方案的推薦意見及相應的技術條件書。技術條件書主要包括各電壓等級的電氣主接線形 式、配電裝置形式、出線回路數及引出方式、主變壓器形式、無功補償配置方式、監控及保 護配置方式、所用交流及直流電源配置方式和主變壓器消防措施等。第三階段：編制完成變電站典型設計。根據確定的編制方案及技術條件書，對技術方案進行全面的論述和定量計算，選定主要 設備參數。各方案的初步設計文件包括設計說明書、設計圖紙、主要設備清冊及概算書等。省公司先后對典型設計的送審版和批準版進行評審，通過評審確定了今后新建變電站的接 線、配電裝置、監控方案、控制樓面積及概算指標等主要原則和典設中的基本模塊。典型設 計的批準版由省公司總經理作序出版，并印發執行。2.2 變電站主要設計原則和方案 變電站典型設計總體設計原則為：（1）典型設計貫徹“安全、可靠、經濟、適用”的設計原則。（2）考慮到江蘇在經濟、技術等方面處于國內領先位置，設計上將體現先進性，技術上 適度超前。（3）除遵循部標 SDJ2-88 《220kV~500kV 變電站設計規程》 DL/T 5103-1999、《35kV~110kV 無人值班變電所設計規程》及其它有關規程規范外，還應符合省電力公司編制的《江蘇省 35kV~220kV 變電站設計技術導則》等有關規定。根據江蘇地區的特點，變電站設計類型既可按照負荷密集程度進行劃分，也可按照變電站所在地 區劃分。為使典設各方案具有廣泛的代表性，我們針對本省特點，220kV 變電站提出 A（負荷密集 地區）、B（一般地區）、C（城市地區）三大類共計 8 個變電站設計方案、11 個建筑方案。110kV 變電站提出了 A（主變及高壓配電裝置戶外布置、中壓配電裝置戶內布置）、B（主變戶外布置、配電裝置戶內布置）、C（全戶內布置）三大類共計 8 個方案。各方案組合及其主要技術條件見附 表 1～2。2.3 設計特點和應用情況 變電站典型設計適用于江蘇省大部分 220kV 和 110kV 變電站，并且作為變電站的設計規范，被納入省公司的企業標準。典設自 2002 年底執行以來，在電網建設工作中發揮了較大效益，江蘇 省 2004 年投運的 27 個新建 220kV 變電站，2005 年和 2006 年即將投運的 73 個新建 220kV 變電站，均采用了典型設計。110kV 變電站典型設計應用范圍更為廣泛。(1）典型設計具有模塊化設計的特點，配電裝置、控制樓、概算等都具有一定的獨立性，對 不同規模的變電站的初步設計，可以根據工程建設規模，以典型設計作為修正模塊進行調整。（2）典型設計中的概算模塊比較全面、客觀，成為省公司編制上報項目建議書時的依據。（3）典型設計中無法統一的個性化的方面，如主變調相調壓計算、系統保護通信方案、短路 電流核算、地基處理、各級電壓出線方向以及總平面布置方案等仍需單獨設計。（4）典型設計的編制過程是統一標準和統一認知的過程。廣泛聽取設計、建設、生產及調度 各方面的意見的基礎上，領導參與指導和決策，有利于統一意見，把典型設計提升為企業標準。（5）典型設計提高了工作效率，保證了工作質量。典型設計不是設計的參考，而是設計的標 準。因此，典型設計的推廣應用減少了專業協調的工作量，使設計專業之間的協調流暢，工作效 率大大提高。（6）典型設計的應用提高了初步設計審查效率。審查會上主要討論具體設計方案與典設方案 的不同之處。減少了大量重復的討論和無謂的扯皮。初設修改和批文下達時間也大大縮短，也為 設備招投標創造了良好條件。（7）以典設為基礎的初設方案，其工程造價與典設方案出入不大，更易于控制工程造價的總 投資，避免了工程造價出現大起大落的現象。（8）為使各設計院會用或愿意用典型設計，省公司組織多次典型設計宣貫活動，請典設編制 人員介紹設計原則、方案組合、適時條件和使用方法。（9）典型設計需要不斷優化和完善。隨著我國經濟體制改革的不斷深化，電力技術的不斷進 步，典型設計也應隨之進行滾動修改，進一步優化。3 國家電網公司 500（330）kV 變電站典型設計的情況 3.1 任務的提出及工作過程 劉振亞總經理在國家電網公司 2005 年工作報告中提出：推行電網標準化建設。各級電網工程 建設要統一技術標準，推廣應用典型優化設計，節省投資，提高效益。鄭寶森副總經理在國家電網公司 2005 年基建工作報告中提出：以典型設計為導向，促進技術 進步和提高集約化管理水平。2005 年 1 月 28 日由國網公司基建部提出典型設計工作大綱； 2 月 5 日由基建部和顧問集團公司共同完成典型設計招標文件； 2 月 6 日在北京招標文件發布，共邀請 13 家設計院參加投標； 2 月 28 日前各投標設計院完成典型設計標書，28 日在北京開標； 3 月 4 日完成評標及定標工作，4 日在北京召開中標發布會，共有 5 家設計院中標，分別是華 東電力設計院、江蘇省電力設計院、中南電力設計院、西北電力設計院、華北電力設計院。相繼成立了“國家電網公司 500（330）kV 變電站典型設計工作組”，組長單位為國家電網 公司基建部；副組長單位為中國電力工程顧問集團公司；成員單位有華東院、江蘇院、中南院、西北院、華北院。根據各院特點，工作組進行了設計分工： 華東院負責主設備為 GIS 方案的設計，并負責華東地區 500kV 變電站情況的調研工作； 江蘇院負責主設備為 HGIS 方案的設計，并負責南方電網公司 500kV 變電站情況的調研工作；

中南院負責主設備為瓷柱式方案的設計，并負責華中地區 500kV 變電站情況的調研工作； 華北院負責主設備為落地罐式方案的設計，并負責華北地區 500kV 變電站情況的調研工作； 西北院負責 330kV 變電站方案的設計，并負責西北地區 330kV 變電站情況的調研工作。面對典設工作面廣量大、情況復雜、時間緊，國網公司基建部很抓落實，及時組織召開了多 次設計協調會，基本上兩星期開一次協調會。3 月 4 日中標發布會上明確分工，布置任務。3 月 18 日于蘇州召開第一次協調會，會議就典型設計目的、原則、技術條件、工作進度、調 研分工等有關問題，一次、二次、土建、水工、暖通、技經等專業的設計原則和深度要求進行了 認真的討論，并形成初步意見。4 月 5 日于北京召開第二次協調會，會議就對前階段典設工作進展情況、典設中間成果進行檢 查和評審，并對需解決的有關技術問題進行了討論，形成了一致性意見。緊接著 4 月 6 日于北京召開典設工作研討會，邀請電網公司策劃部、生產技術部、安全監察部、建設運營部、國調中心、國網建設公司，各大區電網公司、各省電力公司、各大區電力設計院的 代表參加會議。會議聽取了典設中間成果的介紹，通過深入并熱烈地討論，達成共識，統一思想，避免了設計閉門造車，以便下階段典設工作的順利開展。4 月 20 日于武漢召開第三次協調會，會議對典型設計的工作進度，主控通信樓、大門和圍墻 的設計方案，模塊的拼接，典型設計送審稿的章節編制和格式，以及存在的問題進行了討論，并 形成結論意見。5 月 18 日～19 日于北京召開典設成果評審會，國家電網公司鄭寶森副總經理、中國電力顧問 集團公司于剛副總經理出席會議并分別作了重要講話。國網公司各部門，各網省公司，各設計院 代表對典型設計送審稿進行了認真負責的討論，充分發表了意見，使典型設計更貼近實際，更符 合生產運行的要求。典型設計分為 6 個階段： 編制方案組合及技術條件階段：根據目前實際情況，并適當考慮發展裕度，變電站典型設計 綜合考慮電壓等級、主變容量、無功補償、出線回路和方向、電氣主接線、短路電流、設備選型、配電裝置，控制及遠動、建筑面積等條件，提出設計方案和設計技術條件。搜資調研及專題研究階段：各設計院分頭開展搜資調研工作，編寫地區調研報告，對于分歧 意見較大的技術問題，進行重點調研，并寫出專題報告。典型設計編制階段：經討論審定設計方案和技術條件后，各院開展變電站典型設計實質性設 計編制階段，完成設計圖紙、說明書、設備清冊、概算書初稿；經評審后進一步優化和細化，編 制典型設計使用說明，完成典型設計成品（報批稿）。評審及修改階段：由國家電網公司組織生產、基建、設計單位的設計人員，對典型設計成品 進行評審。形成評審意見后各設計院進行設計修改，形成典型設計報批稿。批準頒發階段：典型設計報批稿提交國家電網公司，由公司領導寫序，作為企業標準出版發 行。推廣應用階段：（略）。3.2 開展 500（330）kV 變電站變電站典型設計的目的 輸變電工程典型設計是貫徹國家電網公司集約化管理的基礎，開展變電站典型設計工作的目 的是：統一建設標準，統一設備規范，減少設備型式，以便于集中規模招標，方便運行維護，降 低變電站建設和運營成本；采用模塊化設計，方便方案的拼接和擴展，加快設計、評審和批復進 度，提高工作效率。3.3 500（330）kV 變電站典型設計的主要原則 變電站典型設計的原則是：安全可靠、技術先進、投資合理、標準統一、運行高效。為此，在典型設計中，要注意處理和解決典型設計方案的先進性、經濟性、適應性，靈活性和統一性及 其相互關系。先進性：典型設計方案，設備選型先進，合理，占地少、注重環保，變電站可比指標先進； 經濟性：綜合考慮工程初期投資和長期運行費用，追求設備壽命期內最優的經濟效益； 適應性：典型設計要綜合考慮各地區的實際情況，要在整個國家電網公司系統中具有廣泛的 適用性：并能在較長的時間內，對不同規模，型式、外部條件均能適用； 靈活性：典型設計模塊間接口靈活，增減方便，組合型式多樣，概算調整方便；

可靠性：保證設備、各個模塊和模塊拼接后系統的安全可靠性； 統一性：建設標準統一，基建和生產運行的標準統一，外部形象風格統一。3.4 典型設計方案組合及主要內容 3.4.1 總體方案設計 典型設計方案分 500kV 變電站和 330kV 變電站兩大部分。500kV 變電站典型設計按主設備不同分為 A（GIS 設備）、B（HGIS 設備）、C（敞開式設備）、D（落地罐式設備）4 類方案，各類方案又根據主變容量和最終臺數的不同再分子方案。各方案組 合及主要技術條件詳見附表 3～附表 6。330kV 變電站典型設計按主設備不同分為 A（GIS 設備）、C（敞開式設備）、D（落地罐式設 備）3 類方案，各類方案又根據主變容量和最終臺數的不同再分子方案。各方案組合及主要技術條 件詳見附表 7。3.4.2 電氣二次設計 變電站初期按有人值班設計，留有遠期實現無人值班的接口和功能配置。不含系統保護、調度自動化和系統通信專業的具體內容。提出了監控系統主要設計原則。包括監控范圍、系統硬件設備配置原則，對系統軟件工作平臺、防誤操作閉鎖、GPS 對時、保護信息采集方式及通信規約等方面進行了重點論述，提出推薦方 案。提出了元件保護、直流系統及交流不停電電源的主要設計原則。提出了二次設備組屏原則，對監控系統測控裝置、線路保護、主變壓器及高壓電抗器保護、故障錄波等主要二次設備的組屏提出推薦方案。根據工程規模進行主控室、計算機室、繼電器小室、直流電源室等的具體布置。3.4.3 土建部分設計 變電站大門、圍墻要能體現國網公司“內質外形”建設，樹立“國家電網”的品牌形象，設 計簡潔、明快、大方、實用，具備現代工業建筑氣息，建筑造型和立面色調與變電站整體狀況以 及所在區域周圍環境協調、統一。大門圍墻采用標志統一、風格統一、色彩統一，字體統一等要 求，變電站大門入口處一側統一設置“標志墻”。其上為球形標志，下有“國家電網”四字，右 側為“國家電網公司 500(330)kV XX 變電站”。變電站圍墻采用實體圍墻，高度統一采用 2.5m，另加遠紅外探測器。站區道路采用混凝土路面，統一采用公路（郊區）型設計。經過設計優化后，330kV GIS 方案占地面積 1.7ha，330kV 敞開式方案 3-3.5ha.；500kV GIS 方案占地面積 3.0～3.8ha，HGIS 方案占地面積 3.5～4.5ha；敞開式方案 5.8-7.3ha。統一了站區主要生產建筑和房間的設置，建設有主控通信樓、繼電器小室、站用電室等建筑 物。建筑面積，500kV 變電站控制在 1100～1300平米，330kV 變電站控制在 1000～1100平米。主控通信樓內房間的設置統一為：生產用房設有主控室、計算機室、通信機房（當通信電源組屏 布置時，電源室和通信機房合并布置），輔助及附屬房間設有交接班室、值班休息室 2-3 間、辦 公室 2 間（含資料室）、會議室、備餐室、檢修工器具間等。主控通信樓采用框架結構。繼電器小室當布置在串中時，跨度采用 5.1m，采用室內電纜溝敷 設電纜。繼電器小室采用磚混結構，加設鋼板網屏蔽，普通鋼門。所有構架、設備支架均推薦采用鋼管結構，熱鍍鋅防腐。變電站主要生產用房及辦公、值休等用房和保護小室需安裝空調機，其余生產用房采用軸流 風機機械通風，電纜層采用自然通風。主控通信樓采用小集中空調，繼電器小室采用分體空調。位于采暖區的變電站可采用分散供暖方式。主變壓器消防優先考慮采用泡沫噴淋、排油充氮方式。繼電器室全集中布置時主控通信樓建筑體積不大于 5000 m3，不設室內建筑水消防系統，但應設室 外建筑水消防系統。繼電器小室分散布置時，主控通信樓建筑面積控制在建筑體積不大于 3000 m3，全站不設室外 水消防系統，采用移動式化學滅火裝置。3.4.4 技經部分 為使典型設計的各方案、模塊的投資在同一價格水平上，便于進行對比分析，在典型設計概 算編制時采用統一的取費標準、統一的定額、統一的設備材料價格和統一的其他費用標準。為適應實際工程和典型設計的各基本組合方案的投資水平對比分析的需要，對不在本次典型

設計范圍內的有關工程費用進行了統一規定，包括水源、站外電源、站外通信、進站道路、地基 處理、站外排水、護坡擋墻等，保證了典型設計的各基本組合方案的概算投資的完整性。使用時需根據工程規模和實際情況選用基本組合方案或模塊方案參考造價進行分析、合理調 整。聯系方式：褚農，教高，江蘇省電力設計院，025-85081300，chunong@jspdi.com.cn 附表 1: 方案 A1 主變

江蘇省 220kV 變電站典型設計主要工程技術條件

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

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

220kV、110kV 采 用雙母線接線，35kV 采用單母線 分段接線

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

220kV、110kV 采 用雙母線接線，10kV 采用單母線 分段接線

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

220kV 采 用 單 元 接線，110kV 采用 雙母線接線，10kV 單母線分段 接線 220kV、110kV 采 用戶內 GIS，10kV 采用戶內開關柜，全電纜出線 220kV、110kV 采 用戶內裝配式配電 裝置，架空出線； 10kV 采用戶內開 關柜電纜出線 C2 所有方案 直流系統：2 組 220V 閥控式密封鉛酸蓄電池，2 組充電裝置（高頻開關電源），配置 DC/DC 變換 器供-48V 系統通信電源，不設蓄電池室。交流所用：所用電系統 380/220V 中性點接地，采用三相四線制，單母線分段接線，兩臺所變分列 運行。繼電保護：220kV、110kV 線路、主變設微機保護，保護測控相對獨立；35kV 設微機保護（含低 周減載和接地檢測功能），保護測控合一，分散布置。自動裝置：電容器組投切；35kV 消弧線圈跟蹤補償。對時裝置：全所共用 1 臺 GPS。防誤操作：不專設微機五防裝置，由計算機監控系統統一考慮。電能計量：主變中低壓側設關口表，其余按規程配置。電氣測量：利用監控系統完成。信息采集：模擬量和開關量。控制方式：遠方調度，監控系統，就地三級操作。通信方式：變電站接入地區光纖環網，通信容量及可靠性按照變電站無人值班要求設計。

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

適用規模 110kV 進線 2 回，35kV 出線 4 回架 空，4 回電纜，10kV 出線 16 回電 纜 110kV 進線 4 回，35kV 出線 4 回架 空，回電纜，4 10kV 出線 16 回電纜 接線 110kV 采用線變 組接線 35kV、10kV 采用 單母線分段接線 配電裝置 布置格局 主變及 110kV 配 電裝置戶外布 置，35kV、10kV 配電裝置戶內 布置 A1 110kV 采用單母 線分段接線 A2 35kV、10kV 采用 單母線分段接線 110kV 采用內橋 110kV 配電裝置 主變及 110kV 配 遠景： 110kV 進線 3 回，采用戶外敞開式 電 裝 置 戶 外 布 或線變組接線 3× 50MVA A3 10kV 出線 36 回電 10kV 采用單母線 設備，10kV 采用 置，10kV 配電 本期： 纜 2× 50MVA 裝置戶內布置 戶內開關柜 分段接線 110kV 采用內橋 遠景： 110kV 進線 2 回，接線 2× 50MVA B3 10kV 出線 24 回電 110kV 配電裝置 主變戶外布置，10kV 采用單母線 本期： 纜 采用戶內敞開式 110kV 配電裝置 2× 50MVA 分段接線 設備，10kV 采用 及 10kV 配電裝 110kV 采用線變 遠景： 置戶內布置 戶內開關柜 110kV 進線 3 回，組接線 3× 50MVA B4 10kV 出線 36 回電 10kV 采用單母線 本期： 纜 2× 50MVA 分段接線 遠 景 ： 2× 110kV 進線 2 回，110kV 采用內橋 接線 50MVA 10kV 出線 24 回電 C2 10kV 采用單母線 本 期 ： 2× 纜 50MVA 分段接線 110kV 采用戶內 110kV 采用雙內 遠景： GIS，10kV 采用 橋或雙外僑接線 全戶內 3× 50MVA 戶內開關柜，全 C3 本期： 110kV 進線 3 回，10kV 采用單母線 電纜出線 2× 50MVA 10kV 出線 36 回電 分段接線 纜 110kV 采用線變 遠景： 組接線 3× 50MVA C4 10kV 采用單母線 本期： 2× 50MVA 分段接線 所有方案 直流系統：2 組 220V 閥控式密封鉛酸蓄電池，2 組充電裝置（高頻開關電源），設蓄電池室。交流所用：電系統 380/220V 中性點接地，采用三相四線制，單母線分段接線，兩臺所變分列運行。繼電保護：220kV、110kV 線路、主變設微機保護，保護測控相對獨立；35/10kV 設微機保護，保護 測控合一，分散布置。自動裝置：電容器組投切；35/10kV 消弧線圈跟蹤補償；35/10kV 接地檢測。對時裝置：全所共用 1 臺 GPS。防誤操作：閉鎖不專設微機五防裝置，由計算機監控系統統一考慮。電能考核：計量主變中低壓側設關口表，其余按規程配置。就地電氣：測量利用監控系統完成電氣測量。信息采集：類型模擬量和開關量。控制操作：方式遠方調度，監控系統，就地三級操作。通信方式：變電所接入地區的光纖環網，光纖網絡與繼電保護統一考慮，通信容量及可靠性按照變 電所無人值班要求設計。

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

附表 3: 序 號 項目 名稱

500kV 變電站（GIS）典型設計主要技術條件

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

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

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

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

個或兩個方向出線；220kV 本期 8 回，或兩個方向出線； 500、220、35kV 短路電流水平分別為：63（50）、50、40kA 35kV 采用戶外 AIS，斷路器采用柱式，電容器采用組裝式，電抗器采用干式。500kV、220kV 戶外 GIS。計算機監控系統，不設常規控制屏，監控和遠動統一考慮，可滿足無人值班要 求，保護集中布置。全站總建筑面積 2000m2以內，非采暖區。主變采用水噴霧消防系統。海拔高度<1000m，地震動峰加速度 0.1g，風荷載 30m/s，地耐力 R=150kPa，地 下水無影響，非采暖區，場地同一標高，污穢等級 III 級。

附表 4 序 號 1 500kV 變電站（HGIS）典型設計主要技術條件

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

組 1000MVA 主變。組 750MVA 主變。主變全部進串 6平行 1個 不設 垂直 主變全部進串 6 垂直 2個 設置 垂直 2 500kV 母線與主 變梁 主要出線 方向 總斷路器 3 35kV 母線與主 變梁

項目 無功 4 補償

相同的主要工程技術條件 500kV 并聯電抗器：本期 1 組 150Mvar，最終 2 組，經隔離開關接入線路，均裝 設中性點電抗，不考慮母線高抗；35kV 電容器、并聯電抗器按每臺主變各配置 2 組 60Mvar 設計。500kV：本期 4 回，最終 8 回；220kV：本期 8 回，最終 16 回，1 個主要出線方 向。500kV 一個半斷路器接線，本期設 1 個不完整串和 2 個完整串共 8 臺斷路器； 220kV 雙母線雙分段接線，本期雙母線接線；35kV 單母線單元制接線。500kV 部分 63 或 50kA，220kV 部分 50kA，35kV 部分 40kA。單相自耦變壓器；500kV 采用戶外 HGIS，220kV 采用戶外 GIS，35kV 采用戶外 AIS，斷路器采用柱式，35kV 并抗采用干式或油式，電容器采用組裝式，站變采 用油浸式。500kV 戶外懸吊管母線中型布置，高架橫穿進出線，間隔寬度 28m；220kV 間隔 寬度 13m；35kV 采用支持管母線中型布置。計算機監控系統，不設常規控制屏，監控和遠動統一考慮，可以滿足無人值班要 求；保護就地布置。全站總建筑面積 1400m2以內，主控通信樓建筑面積 650—750 m2；主變消防采用 SP泡沫噴淋滅火或排油充氮方式。5 出線 電氣主 6 接線 短路 7 電流 主要 8 設備 配電 9 裝置 保護 10 自動化 土建 11 站址 12 條件

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

附表 5 序 號 1 項目名稱

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

主變壓器 本期 1 組 750MVA，最終 2/3/4 組 750MVA 500kV 并聯電抗器，本期 1 組 150Mvar，最終 2 組，為線路高抗，均裝設中性點小 抗，不考慮母線高抗。2 無功補償 3 組和 4 組主變方案，每組主變壓器 35kV 側無功配置：2 組 60Mvar 并聯電感器，裝 置 2 組 60Mvar 并聯電容器。2 組主變方案，每組主變方案 35kV 側無功配置：3 組 60Mvar 并聯電感器，3 組 60Mvar 并聯電容器。本期 35kV 側無功配置：2 組 60Mvar 并聯電抗器，2 組 60Mvar 并聯電容器。出線回路 500kV 本期 4 回，最終 10 回，兩個方向出線。數和出線 220kV 本期 6 回，最終 16 回(3 組或 4 組主變)或 12 回(2 組主變)，一個方向出線或 方向 兩個方向出線。500kV 一個半斷路器接線，遠期 6 串，2 組主變進串，后 2 組或 1 組主變經斷路器 接母線。本期設 8 組斷路器。500kV 高壓電抗器均為經隔離開關接入線路。3 4 電氣主接 線 220kV 雙母線雙分段接線或雙母線單分段，本期雙母線接線。35kV 單母線接線，不裝設總斷路器。5 6 短路電流 500、220、35kV 短路電流水平分別為 63(50)、50、40kA 主要設備 單相自耦變壓器。500kV、220kV、35kV 采用戶外瓷柱式斷路器。選型 35kV 電容器采用組裝式、電抗器采用干式。500kV 屋外懸吊管母線中型布置，主變高架橫穿和低架橫穿進串。7 配電裝置 220kV 屋外支持管母線中型布置(3 組或 4 組主變)或懸吊母線中型布置(2 組主變)。35kV 支持管母線中型布置。保護及 計算機監控系統，不設常規控制屏，監控和遠動統一考慮，可以滿足無人值班要 自動化 求。保護就地布置。土 站 建 全站總建筑面積 1400m2以內，主控通信樓建筑面積 650-750m2(小于 3000m3)，非 采暖區。主變消防采用水噴霧消防系統。8 9 10 址 海拔 1000m 以下，地震動峰值加速度 0.10g，設計風速 30m/s，地耐力 R=150kPa，基本條件 地下水無影響，假設場地為同一標高。國標 III 級污穢區。附表 6 序號 1 500kV 變電站（落地罐式）典型設計主要技術條件表

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

主變壓器

無 功 補 償 裝 3 臺和 4 臺主變方案，每臺主變壓器 66kV 側無功配置：2 組 60Mvar 并聯電抗 2 置 器，2 組 60Mvar 并聯電容器。2 臺主變方案，每臺主變方案 66V 側無功配置： 3 組 60Mvar 并聯電抗器，3 組 60Mvar 并聯電容器。本期 66kV 側無功配置：2 組 60Mvar 并聯電抗器，2 組 60Mvar 并聯電容器。出線回路數 3 和出線方向 500kV 本期 4 回，最終 10 回，兩個方向出線。220kV 本期 6 回，最終 16 回（3 臺或 4 臺主變）或 12 回（2 臺主變），一個方 向出線。500kV 一個半斷路器接線，遠期 6 串，2 臺主變進串，后 2 臺或 1 臺主變經斷 4 電氣主接線 路器接母線。本期設 8 臺斷路器。500kV 高壓電抗器均為經隔離開關接入線路。220kV 雙母線雙分段接線或雙母線單分段，本期雙母線接線。66kV 單母線接線，裝設總斷路器。5 6 短路電流 500、220、66kV 短路電流水平分別為 63(50)、50、31.5kA 主 要 設 備 選 單相自耦變壓器 型 500kV、220kV 采用戶外罐式斷路器，66kV 采用戶外柱式斷路器。500kV 屋外懸吊管母線中型布置，主變高架橫穿和低架橫穿進串。7 配電裝置 220kV 屋外懸吊管母線中型布置。66kV 支持管母線中型布置。保 護 及 自 動 計算機監控系統，不設常規控制屏，監控和遠動統一考慮，可以滿足無人值班 8 化 土建 要求。保護就地布置。

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

地下水無影響，假設場地為同一標高。國標 III 級污穢區。

附表 7 序 項目名稱 號 1 主變壓器

330kV 變電站典型設計主要技術條件表

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

無功補償裝置

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

出 線 回 路 數 和 330kV 本期 4 回，最終 6 回，兩個方向出線。3 出線方向 110kV 本期 6 回，最終 14 回，一個方向出線或兩個方向出線。330kV 一個半斷路器接線。330kV 高壓電抗器均為經隔離開關接入線路。4 電氣主接線 330kVGIS 方案為雙母線接線。110kV 雙母線接線單分段，本期雙母線接線。35kV 單母線接線，設總斷路器。5 短路電流 330、110、35kV 短路電流水平分別為 50、40、31.5kA 三相自耦有載調壓 6 主要設備選型 330kV 采用罐式、柱式斷路器和 GIS。110kV 采用柱式斷路器和 GIS。35kV 電容器采用框架組合式和集合式，電抗器采用干式 330kV 屋外軟母線和懸吊管母線中型布置，主變高架橫穿和低架橫穿進串。330kVGIS 采用屋外配電裝置。7 配電裝置 110kV 屋外軟母線半高型、中型布置和支持管母線中型布置。110kVGIS 屋外 配電裝置。35kV 采用屋外和屋內布置。8 保護及自動化 計算機監控系統，不設常規控制屏，監控和遠動統一考慮，可以滿足無人值班 要求。保護就地布置。GIS方案全站總建筑面積 1100m2以內，敞開式方案主控通信樓建筑面積 600m2 9 土建（小于 3000m3），全站總建筑面積 1050m2以內，采暖區。當 35kV采用屋內配 電裝置時，其配電裝置室不計入全站總建筑面積。主變消防采用SP泡沫噴淋滅 火或排油注氮滅火。10 站址基本條件 海拔 1000 米以下，地震動峰值加速度 0.10g，設計風速 30m/s，地耐力 R=150kPa，地下水無影響，假設場地為同一標高。國標 III 級污穢區。1本文由我愛繼保貢獻

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變電站典型設計情況介紹

江蘇省電力設計院 褚農

摘要：本文介紹了 220（110）kV 變電站典型設計在江蘇省電力系統的推廣應用情況，并重 點介紹了國家電網公司 500（330）kV 變電站典型設計情況。1 概述 開展典型設計工作，是貫徹落實國家電網公司“一強三優”戰略的一項工作，是統一公 司工程建設標準、規范管理的重要手段。國網公司典型設計從變電站入手，全面推行。計劃 2005 年上半年完成 500kV 及 330kV 變電 站的典型設計，下半年開始試行；年內要完成 220kV 及 110kV 變電站的典型設計。并在公司 系統新建工程中全部推廣應用。江蘇省電力公司為了適應地方經濟發展需要，并實現電網效益的最大化，從 2001 年開始開 展 220kV 及 110kV 變電站的典型設計，并著力于推廣應用工作。兩年多來的應用實踐證明，這一舉措是成功的。本文先就江蘇省推廣應用 220kV 及 110kV 變電站的典型設計的情況作簡要介紹，然后介紹國 網公司 500kV（330）kV 變電站典型設計的情況。2 江蘇省公司 220kV 及 110kV 變電站的典型設計 2.1 編制過程 220kV（110kV）變電站典型設計的編制工作分三個階段進行。第一階段：搜資調研，確定典設主要設計原則。我院在對江蘇變電站設計進行統計梳理的同時，還赴與江蘇經濟同樣發達的省市學習調 研，取長補短；對一些爭議較大的技術問題進行專題調研分析。共完成調研報告和專題報告 8 篇，有《廣東地區搜資調查報告》、《上海地區搜資調查報告》、《取消旁路母線專題報 告》、《變電站計算機監控系統與“五防”裝置設計專題報告》、《直流系統額定電壓選取 專題報告》、《PASS 及 COMPASS 調研報告》、《110kV 自冷和風冷變壓器選型》、《環保型 自動滅火系統調研報告》。通過搜資調研為典型設計提供真實可靠的依據。原則主要包括編制深度、應用范圍、規模區間、短路電流控制水平、設備水平以及運行管理 模式等。《典型設計主要設計原則（初稿）》完成后，省公司組織了公司本部有關部門、我 院典設組成員和 13 個地市供電公司總工程師以及生技、基建、調度部門負責人進行了座談，廣泛聽取意見、了解需求。第二階段：編制和審定典設的設計方案和技術條件書。根據第一階段確定的主要設計原則，我們編制了專題報告，進行了分析論證，提出了典 設方案的推薦意見及相應的技術條件書。技術條件書主要包括各電壓等級的電氣主接線形 式、配電裝置形式、出線回路數及引出方式、主變壓器形式、無功補償配置方式、監控及保 護配置方式、所用交流及直流電源配置方式和主變壓器消防措施等。第三階段：編制完成變電站典型設計。根據確定的編制方案及技術條件書，對技術方案進行全面的論述和定量計算，選定主要 設備參數。各方案的初步設計文件包括設計說明書、設計圖紙、主要設備清冊及概算書等。省公司先后對典型設計的送審版和批準版進行評審，通過評審確定了今后新建變電站的接 線、配電裝置、監控方案、控制樓面積及概算指標等主要原則和典設中的基本模塊。典型設 計的批準版由省公司總經理作序出版，并印發執行。2.2 變電站主要設計原則和方案 變電站典型設計總體設計原則為：（1）典型設計貫徹“安全、可靠、經濟、適用”的設計原則。（2）考慮到江蘇在經濟、技術等方面處于國內領先位置，設計上將體現先進性，技術上 適度超前。（3）除遵循部標 SDJ2-88 《220kV~500kV 變電站設計規程》 DL/T 5103-1999、《35kV~110kV 無人值班變電所設計規程》及其它有關規程規范外，還應符合省電力公司編制的《江蘇省 35kV~220kV 變電站設計技術導則》等有關規定。根據江蘇地區的特點，變電站設計類型既可按照負荷密集程度進行劃分，也可按照變電站所在地 區劃分。為使典設各方案具有廣泛的代表性，我們針對本省特點，220kV 變電站提出 A（負荷密集 地區）、B（一般地區）、C（城市地區）三大類共計 8 個變電站設計方案、11 個建筑方案。110kV 變電站提出了 A（主變及高壓配電裝置戶外布置、中壓配電裝置戶內布置）、B（主變戶外布置、配電裝置戶內布置）、C（全戶內布置）三大類共計 8 個方案。各方案組合及其主要技術條件見附 表 1～2。2.3 設計特點和應用情況 變電站典型設計適用于江蘇省大部分 220kV 和 110kV 變電站，并且作為變電站的設計規范，被納入省公司的企業標準。典設自 2002 年底執行以來，在電網建設工作中發揮了較大效益，江蘇 省 2004 年投運的 27 個新建 220kV 變電站，2005 年和 2006 年即將投運的 73 個新建 220kV 變電站，均采用了典型設計。110kV 變電站典型設計應用范圍更為廣泛。(1）典型設計具有模塊化設計的特點，配電裝置、控制樓、概算等都具有一定的獨立性，對 不同規模的變電站的初步設計，可以根據工程建設規模，以典型設計作為修正模塊進行調整。（2）典型設計中的概算模塊比較全面、客觀，成為省公司編制上報項目建議書時的依據。（3）典型設計中無法統一的個性化的方面，如主變調相調壓計算、系統保護通信方案、短路 電流核算、地基處理、各級電壓出線方向以及總平面布置方案等仍需單獨設計。（4）典型設計的編制過程是統一標準和統一認知的過程。廣泛聽取設計、建設、生產及調度 各方面的意見的基礎上，領導參與指導和決策，有利于統一意見，把典型設計提升為企業標準。（5）典型設計提高了工作效率，保證了工作質量。典型設計不是設計的參考，而是設計的標 準。因此，典型設計的推廣應用減少了專業協調的工作量，使設計專業之間的協調流暢，工作效 率大大提高。（6）典型設計的應用提高了初步設計審查效率。審查會上主要討論具體設計方案與典設方案 的不同之處。減少了大量重復的討論和無謂的扯皮。初設修改和批文下達時間也大大縮短，也為 設備招投標創造了良好條件。（7）以典設為基礎的初設方案，其工程造價與典設方案出入不大，更易于控制工程造價的總 投資，避免了工程造價出現大起大落的現象。（8）為使各設計院會用或愿意用典型設計，省公司組織多次典型設計宣貫活動，請典設編制 人員介紹設計原則、方案組合、適時條件和使用方法。（9）典型設計需要不斷優化和完善。隨著我國經濟體制改革的不斷深化，電力技術的不斷進 步，典型設計也應隨之進行滾動修改，進一步優化。3 國家電網公司 500（330）kV 變電站典型設計的情況 3.1 任務的提出及工作過程 劉振亞總經理在國家電網公司 2005 年工作報告中提出：推行電網標準化建設。各級電網工程 建設要統一技術標準，推廣應用典型優化設計，節省投資，提高效益。鄭寶森副總經理在國家電網公司 2005 年基建工作報告中提出：以典型設計為導向，促進技術 進步和提高集約化管理水平。2005 年 1 月 28 日由國網公司基建部提出典型設計工作大綱； 2 月 5 日由基建部和顧問集團公司共同完成典型設計招標文件； 2 月 6 日在北京招標文件發布，共邀請 13 家設計院參加投標； 2 月 28 日前各投標設計院完成典型設計標書，28 日在北京開標； 3 月 4 日完成評標及定標工作，4 日在北京召開中標發布會，共有 5 家設計院中標，分別是華 東電力設計院、江蘇省電力設計院、中南電力設計院、西北電力設計院、華北電力設計院。相繼成立了“國家電網公司 500（330）kV 變電站典型設計工作組”，組長單位為國家電網 公司基建部；副組長單位為中國電力工程顧問集團公司；成員單位有華東院、江蘇院、中南院、西北院、華北院。根據各院特點，工作組進行了設計分工： 華東院負責主設備為 GIS 方案的設計，并負責華東地區 500kV 變電站情況的調研工作； 江蘇院負責主設備為 HGIS 方案的設計，并負責南方電網公司 500kV 變電站情況的調研工作；

中南院負責主設備為瓷柱式方案的設計，并負責華中地區 500kV 變電站情況的調研工作； 華北院負責主設備為落地罐式方案的設計，并負責華北地區 500kV 變電站情況的調研工作； 西北院負責 330kV 變電站方案的設計，并負責西北地區 330kV 變電站情況的調研工作。面對典設工作面廣量大、情況復雜、時間緊，國網公司基建部很抓落實，及時組織召開了多 次設計協調會，基本上兩星期開一次協調會。3 月 4 日中標發布會上明確分工，布置任務。3 月 18 日于蘇州召開第一次協調會，會議就典型設計目的、原則、技術條件、工作進度、調 研分工等有關問題，一次、二次、土建、水工、暖通、技經等專業的設計原則和深度要求進行了 認真的討論，并形成初步意見。4 月 5 日于北京召開第二次協調會，會議就對前階段典設工作進展情況、典設中間成果進行檢 查和評審，并對需解決的有關技術問題進行了討論，形成了一致性意見。緊接著 4 月 6 日于北京召開典設工作研討會，邀請電網公司策劃部、生產技術部、安全監察部、建設運營部、國調中心、國網建設公司，各大區電網公司、各省電力公司、各大區電力設計院的 代表參加會議。會議聽取了典設中間成果的介紹，通過深入并熱烈地討論，達成共識，統一思想，避免了設計閉門造車，以便下階段典設工作的順利開展。4 月 20 日于武漢召開第三次協調會，會議對典型設計的工作進度，主控通信樓、大門和圍墻 的設計方案，模塊的拼接，典型設計送審稿的章節編制和格式，以及存在的問題進行了討論，并 形成結論意見。5 月 18 日～19 日于北京召開典設成果評審會，國家電網公司鄭寶森副總經理、中國電力顧問 集團公司于剛副總經理出席會議并分別作了重要講話。國網公司各部門，各網省公司，各設計院 代表對典型設計送審稿進行了認真負責的討論，充分發表了意見，使典型設計更貼近實際，更符 合生產運行的要求。典型設計分為 6 個階段： 編制方案組合及技術條件階段：根據目前實際情況，并適當考慮發展裕度，變電站典型設計 綜合考慮電壓等級、主變容量、無功補償、出線回路和方向、電氣主接線、短路電流、設備選型、配電裝置，控制及遠動、建筑面積等條件，提出設計方案和設計技術條件。搜資調研及專題研究階段：各設計院分頭開展搜資調研工作，編寫地區調研報告，對于分歧 意見較大的技術問題，進行重點調研，并寫出專題報告。典型設計編制階段：經討論審定設計方案和技術條件后，各院開展變電站典型設計實質性設 計編制階段，完成設計圖紙、說明書、設備清冊、概算書初稿；經評審后進一步優化和細化，編 制典型設計使用說明，完成典型設計成品（報批稿）。評審及修改階段：由國家電網公司組織生產、基建、設計單位的設計人員，對典型設計成品 進行評審。形成評審意見后各設計院進行設計修改，形成典型設計報批稿。批準頒發階段：典型設計報批稿提交國家電網公司，由公司領導寫序，作為企業標準出版發 行。推廣應用階段：（略）。3.2 開展 500（330）kV 變電站變電站典型設計的目的 輸變電工程典型設計是貫徹國家電網公司集約化管理的基礎，開展變電站典型設計工作的目 的是：統一建設標準，統一設備規范，減少設備型式，以便于集中規模招標，方便運行維護，降 低變電站建設和運營成本；采用模塊化設計，方便方案的拼接和擴展，加快設計、評審和批復進 度，提高工作效率。3.3 500（330）kV 變電站典型設計的主要原則 變電站典型設計的原則是：安全可靠、技術先進、投資合理、標準統一、運行高效。為此，在典型設計中，要注意處理和解決典型設計方案的先進性、經濟性、適應性，靈活性和統一性及 其相互關系。先進性：典型設計方案，設備選型先進，合理，占地少、注重環保，變電站可比指標先進； 經濟性：綜合考慮工程初期投資和長期運行費用，追求設備壽命期內最優的經濟效益； 適應性：典型設計要綜合考慮各地區的實際情況，要在整個國家電網公司系統中具有廣泛的 適用性：并能在較長的時間內，對不同規模，型式、外部條件均能適用； 靈活性：典型設計模塊間接口靈活，增減方便，組合型式多樣，概算調整方便；

可靠性：保證設備、各個模塊和模塊拼接后系統的安全可靠性； 統一性：建設標準統一，基建和生產運行的標準統一，外部形象風格統一。3.4 典型設計方案組合及主要內容 3.4.1 總體方案設計 典型設計方案分 500kV 變電站和 330kV 變電站兩大部分。500kV 變電站典型設計按主設備不同分為 A（GIS 設備）、B（HGIS 設備）、C（敞開式設備）、D（落地罐式設備）4 類方案，各類方案又根據主變容量和最終臺數的不同再分子方案。各方案組 合及主要技術條件詳見附表 3～附表 6。330kV 變電站典型設計按主設備不同分為 A（GIS 設備）、C（敞開式設備）、D（落地罐式設 備）3 類方案，各類方案又根據主變容量和最終臺數的不同再分子方案。各方案組合及主要技術條 件詳見附表 7。3.4.2 電氣二次設計 變電站初期按有人值班設計，留有遠期實現無人值班的接口和功能配置。不含系統保護、調度自動化和系統通信專業的具體內容。提出了監控系統主要設計原則。包括監控范圍、系統硬件設備配置原則，對系統軟件工作平臺、防誤操作閉鎖、GPS 對時、保護信息采集方式及通信規約等方面進行了重點論述，提出推薦方 案。提出了元件保護、直流系統及交流不停電電源的主要設計原則。提出了二次設備組屏原則，對監控系統測控裝置、線路保護、主變壓器及高壓電抗器保護、故障錄波等主要二次設備的組屏提出推薦方案。根據工程規模進行主控室、計算機室、繼電器小室、直流電源室等的具體布置。3.4.3 土建部分設計 變電站大門、圍墻要能體現國網公司“內質外形”建設，樹立“國家電網”的品牌形象，設 計簡潔、明快、大方、實用，具備現代工業建筑氣息，建筑造型和立面色調與變電站整體狀況以 及所在區域周圍環境協調、統一。大門圍墻采用標志統一、風格統一、色彩統一，字體統一等要 求，變電站大門入口處一側統一設置“標志墻”。其上為球形標志，下有“國家電網”四字，右 側為“國家電網公司 500(330)kV XX 變電站”。變電站圍墻采用實體圍墻，高度統一采用 2.5m，另加遠紅外探測器。站區道路采用混凝土路面，統一采用公路（郊區）型設計。經過設計優化后，330kV GIS 方案占地面積 1.7ha，330kV 敞開式方案 3-3.5ha.；500kV GIS 方案占地面積 3.0～3.8ha，HGIS 方案占地面積 3.5～4.5ha；敞開式方案 5.8-7.3ha。統一了站區主要生產建筑和房間的設置，建設有主控通信樓、繼電器小室、站用電室等建筑 物。建筑面積，500kV 變電站控制在 1100～1300平米，330kV 變電站控制在 1000～1100平米。主控通信樓內房間的設置統一為：生產用房設有主控室、計算機室、通信機房（當通信電源組屏 布置時，電源室和通信機房合并布置），輔助及附屬房間設有交接班室、值班休息室 2-3 間、辦 公室 2 間（含資料室）、會議室、備餐室、檢修工器具間等。主控通信樓采用框架結構。繼電器小室當布置在串中時，跨度采用 5.1m，采用室內電纜溝敷 設電纜。繼電器小室采用磚混結構，加設鋼板網屏蔽，普通鋼門。所有構架、設備支架均推薦采用鋼管結構，熱鍍鋅防腐。變電站主要生產用房及辦公、值休等用房和保護小室需安裝空調機，其余生產用房采用軸流 風機機械通風，電纜層采用自然通風。主控通信樓采用小集中空調，繼電器小室采用分體空調。位于采暖區的變電站可采用分散供暖方式。主變壓器消防優先考慮采用泡沫噴淋、排油充氮方式。繼電器室全集中布置時主控通信樓建筑體積不大于 5000 m3，不設室內建筑水消防系統，但應設室 外建筑水消防系統。繼電器小室分散布置時，主控通信樓建筑面積控制在建筑體積不大于 3000 m3，全站不設室外 水消防系統，采用移動式化學滅火裝置。3.4.4 技經部分 為使典型設計的各方案、模塊的投資在同一價格水平上，便于進行對比分析，在典型設計概 算編制時采用統一的取費標準、統一的定額、統一的設備材料價格和統一的其他費用標準。為適應實際工程和典型設計的各基本組合方案的投資水平對比分析的需要，對不在本次典型

設計范圍內的有關工程費用進行了統一規定，包括水源、站外電源、站外通信、進站道路、地基 處理、站外排水、護坡擋墻等，保證了典型設計的各基本組合方案的概算投資的完整性。使用時需根據工程規模和實際情況選用基本組合方案或模塊方案參考造價進行分析、合理調 整。聯系方式：褚農，教高，江蘇省電力設計院，025-85081300，chunong@jspdi.com.cn 附表 1: 方案 A1 主變

江蘇省 220kV 變電站典型設計主要工程技術條件

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

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

220kV、110kV 采 用雙母線接線，35kV 采用單母線 分段接線

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

220kV、110kV 采 用雙母線接線，10kV 采用單母線 分段接線

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

220kV 采 用 單 元 接線，110kV 采用 雙母線接線，10kV 單母線分段 接線 220kV、110kV 采 用戶內 GIS，10kV 采用戶內開關柜，全電纜出線 220kV、110kV 采 用戶內裝配式配電 裝置，架空出線； 10kV 采用戶內開 關柜電纜出線 C2 所有方案 直流系統：2 組 220V 閥控式密封鉛酸蓄電池，2 組充電裝置（高頻開關電源），配置 DC/DC 變換 器供-48V 系統通信電源，不設蓄電池室。交流所用：所用電系統 380/220V 中性點接地，采用三相四線制，單母線分段接線，兩臺所變分列 運行。繼電保護：220kV、110kV 線路、主變設微機保護，保護測控相對獨立；35kV 設微機保護（含低 周減載和接地檢測功能），保護測控合一，分散布置。自動裝置：電容器組投切；35kV 消弧線圈跟蹤補償。對時裝置：全所共用 1 臺 GPS。防誤操作：不專設微機五防裝置，由計算機監控系統統一考慮。電能計量：主變中低壓側設關口表，其余按規程配置。電氣測量：利用監控系統完成。信息采集：模擬量和開關量。控制方式：遠方調度，監控系統，就地三級操作。通信方式：變電站接入地區光纖環網，通信容量及可靠性按照變電站無人值班要求設計。

附表 2: 方案 主變 遠景： 2× 50MVA 本期： 2× 50MVA 遠景： 2× 50MVA 本期： 2× 50MVA 江蘇 110kV 變電所典型設計主要工程技術條件 適用規模 110kV 進線 2 回，35kV 出線 4 回架 空，4 回電纜，10kV 出線 16 回電 纜 110kV 進線 4 回，35kV 出線 4 回架 空，回電纜，4 10kV 出線 16 回電纜 接線 110kV 采用線變 組接線 35kV、10kV 采用 單母線分段接線 配電裝置 布置格局 主變及 110kV 配 電裝置戶外布 置，35kV、10kV 配電裝置戶內 布置 A1 110kV 采用單母 線分段接線 A2 35kV、10kV 采用 單母線分段接線 110kV 采用內橋 110kV 配電裝置 主變及 110kV 配 遠景： 110kV 進線 3 回，采用戶外敞開式 電 裝 置 戶 外 布 或線變組接線 3× 50MVA A3 10kV 出線 36 回電 10kV 采用單母線 設備，10kV 采用 置，10kV 配電 本期： 纜 2× 50MVA 裝置戶內布置 戶內開關柜 分段接線 110kV 采用內橋 遠景： 110kV 進線 2 回，接線 2× 50MVA B3 10kV 出線 24 回電 110kV 配電裝置 主變戶外布置，10kV 采用單母線 本期： 纜 采用戶內敞開式 110kV 配電裝置 2× 50MVA 分段接線 設備，10kV 采用 及 10kV 配電裝 110kV 采用線變 遠景： 置戶內布置 戶內開關柜 110kV 進線 3 回，組接線 3× 50MVA B4 10kV 出線 36 回電 10kV 采用單母線 本期： 纜 2× 50MVA 分段接線 遠 景 ： 2× 110kV 進線 2 回，110kV 采用內橋 接線 50MVA 10kV 出線 24 回電 C2 10kV 采用單母線 本 期 ： 2× 纜 50MVA 分段接線 110kV 采用戶內 110kV 采用雙內 遠景： GIS，10kV 采用 橋或雙外僑接線 全戶內 3× 50MVA 戶內開關柜，全 C3 本期： 110kV 進線 3 回，10kV 采用單母線 電纜出線 2× 50MVA 10kV 出線 36 回電 分段接線 纜 110kV 采用線變 遠景： 組接線 3× 50MVA C4 10kV 采用單母線 本期： 2× 50MVA 分段接線 所有方案 直流系統：2 組 220V 閥控式密封鉛酸蓄電池，2 組充電裝置（高頻開關電源），設蓄電池室。交流所用：電系統 380/220V 中性點接地，采用三相四線制，單母線分段接線，兩臺所變分列運行。繼電保護：220kV、110kV 線路、主變設微機保護，保護測控相對獨立；35/10kV 設微機保護，保護 測控合一，分散布置。自動裝置：電容器組投切；35/10kV 消弧線圈跟蹤補償；35/10kV 接地檢測。對時裝置：全所共用 1 臺 GPS。防誤操作：閉鎖不專設微機五防裝置，由計算機監控系統統一考慮。電能考核：計量主變中低壓側設關口表，其余按規程配置。就地電氣：測量利用監控系統完成電氣測量。信息采集：類型模擬量和開關量。控制操作：方式遠方調度，監控系統，就地三級操作。通信方式：變電所接入地區的光纖環網，光纖網絡與繼電保護統一考慮，通信容量及可靠性按照變 電所無人值班要求設計。

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

附表 3: 序 號 項目 名稱

500kV 變電站（GIS）典型設計主要技術條件

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

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

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

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

個或兩個方向出線；220kV 本期 8 回，或兩個方向出線； 500、220、35kV 短路電流水平分別為：63（50）、50、40kA 35kV 采用戶外 AIS，斷路器采用柱式，電容器采用組裝式，電抗器采用干式。500kV、220kV 戶外 GIS。計算機監控系統，不設常規控制屏，監控和遠動統一考慮，可滿足無人值班要 求，保護集中布置。全站總建筑面積 2000m2以內，非采暖區。主變采用水噴霧消防系統。海拔高度<1000m，地震動峰加速度 0.1g，風荷載 30m/s，地耐力 R=150kPa，地 下水無影響，非采暖區，場地同一標高，污穢等級 III 級。

附表 4 序 號 1 500kV 變電站（HGIS）典型設計主要技術條件

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

組 1000MVA 主變。組 750MVA 主變。主變全部進串 6平行 1個 不設 垂直 主變全部進串 6 垂直 2個 設置 垂直 2 500kV 母線與主 變梁 主要出線 方向 總斷路器 3 35kV 母線與主 變梁

項目 無功 4 補償

相同的主要工程技術條件 500kV 并聯電抗器：本期 1 組 150Mvar，最終 2 組，經隔離開關接入線路，均裝 設中性點電抗，不考慮母線高抗；35kV 電容器、并聯電抗器按每臺主變各配置 2 組 60Mvar 設計。500kV：本期 4 回，最終 8 回；220kV：本期 8 回，最終 16 回，1 個主要出線方 向。500kV 一個半斷路器接線，本期設 1 個不完整串和 2 個完整串共 8 臺斷路器； 220kV 雙母線雙分段接線，本期雙母線接線；35kV 單母線單元制接線。500kV 部分 63 或 50kA，220kV 部分 50kA，35kV 部分 40kA。單相自耦變壓器；500kV 采用戶外 HGIS，220kV 采用戶外 GIS，35kV 采用戶外 AIS，斷路器采用柱式，35kV 并抗采用干式或油式，電容器采用組裝式，站變采 用油浸式。500kV 戶外懸吊管母線中型布置，高架橫穿進出線，間隔寬度 28m；220kV 間隔 寬度 13m；35kV 采用支持管母線中型布置。計算機監控系統，不設常規控制屏，監控和遠動統一考慮，可以滿足無人值班要 求；保護就地布置。全站總建筑面積 1400m2以內，主控通信樓建筑面積 650—750 m2；主變消防采用 SP泡沫噴淋滅火或排油充氮方式。5 出線 電氣主 6 接線 短路 7 電流 主要 8 設備 配電 9 裝置 保護 10 自動化 土建 11 站址 12 條件

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

附表 5 序 號 1 項目名稱

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

主變壓器 本期 1 組 750MVA，最終 2/3/4 組 750MVA 500kV 并聯電抗器，本期 1 組 150Mvar，最終 2 組，為線路高抗，均裝設中性點小 抗，不考慮母線高抗。2 無功補償 3 組和 4 組主變方案，每組主變壓器 35kV 側無功配置：2 組 60Mvar 并聯電感器，裝 置 2 組 60Mvar 并聯電容器。2 組主變方案，每組主變方案 35kV 側無功配置：3 組 60Mvar 并聯電感器，3 組 60Mvar 并聯電容器。本期 35kV 側無功配置：2 組 60Mvar 并聯電抗器，2 組 60Mvar 并聯電容器。出線回路 500kV 本期 4 回，最終 10 回，兩個方向出線。數和出線 220kV 本期 6 回，最終 16 回(3 組或 4 組主變)或 12 回(2 組主變)，一個方向出線或 方向 兩個方向出線。500kV 一個半斷路器接線，遠期 6 串，2 組主變進串，后 2 組或 1 組主變經斷路器 接母線。本期設 8 組斷路器。500kV 高壓電抗器均為經隔離開關接入線路。3 4 電氣主接 線 220kV 雙母線雙分段接線或雙母線單分段，本期雙母線接線。35kV 單母線接線，不裝設總斷路器。5 6 短路電流 500、220、35kV 短路電流水平分別為 63(50)、50、40kA 主要設備 單相自耦變壓器。500kV、220kV、35kV 采用戶外瓷柱式斷路器。選型 35kV 電容器采用組裝式、電抗器采用干式。500kV 屋外懸吊管母線中型布置，主變高架橫穿和低架橫穿進串。7 配電裝置 220kV 屋外支持管母線中型布置(3 組或 4 組主變)或懸吊母線中型布置(2 組主變)。35kV 支持管母線中型布置。保護及 計算機監控系統，不設常規控制屏，監控和遠動統一考慮，可以滿足無人值班要 自動化 求。保護就地布置。土 站 建 全站總建筑面積 1400m2以內，主控通信樓建筑面積 650-750m2(小于 3000m3)，非 采暖區。主變消防采用水噴霧消防系統。8 9 10 址 海拔 1000m 以下，地震動峰值加速度 0.10g，設計風速 30m/s，地耐力 R=150kPa，基本條件 地下水無影響，假設場地為同一標高。國標 III 級污穢區。

附表 6 序號 1 500kV 變電站（落地罐式）典型設計主要技術條件表

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

主變壓器

無 功 補 償 裝 3 臺和 4 臺主變方案，每臺主變壓器 66kV 側無功配置：2 組 60Mvar 并聯電抗 2 置 器，2 組 60Mvar 并聯電容器。2 臺主變方案，每臺主變方案 66V 側無功配置： 3 組 60Mvar 并聯電抗器，3 組 60Mvar 并聯電容器。本期 66kV 側無功配置：2 組 60Mvar 并聯電抗器，2 組 60Mvar 并聯電容器。出線回路數 3 和出線方向 500kV 本期 4 回，最終 10 回，兩個方向出線。220kV 本期 6 回，最終 16 回（3 臺或 4 臺主變）或 12 回（2 臺主變），一個方 向出線。500kV 一個半斷路器接線，遠期 6 串，2 臺主變進串，后 2 臺或 1 臺主變經斷 4 電氣主接線 路器接母線。本期設 8 臺斷路器。500kV 高壓電抗器均為經隔離開關接入線路。220kV 雙母線雙分段接線或雙母線單分段，本期雙母線接線。66kV 單母線接線，裝設總斷路器。5 6 短路電流 500、220、66kV 短路電流水平分別為 63(50)、50、31.5kA 主 要 設 備 選 單相自耦變壓器 型 500kV、220kV 采用戶外罐式斷路器，66kV 采用戶外柱式斷路器。500kV 屋外懸吊管母線中型布置，主變高架橫穿和低架橫穿進串。7 配電裝置 220kV 屋外懸吊管母線中型布置。66kV 支持管母線中型布置。保 護 及 自 動 計算機監控系統，不設常規控制屏，監控和遠動統一考慮，可以滿足無人值班 8 化 土建 要求。保護就地布置。

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

地下水無影響，假設場地為同一標高。國標 III 級污穢區。

附表 7 序 項目名稱 號 1 主變壓器

330kV 變電站典型設計主要技術條件表

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

無功補償裝置

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

出 線 回 路 數 和 330kV 本期 4 回，最終 6 回，兩個方向出線。3 出線方向 110kV 本期 6 回，最終 14 回，一個方向出線或兩個方向出線。330kV 一個半斷路器接線。330kV 高壓電抗器均為經隔離開關接入線路。4 電氣主接線 330kVGIS 方案為雙母線接線。110kV 雙母線接線單分段，本期雙母線接線。35kV 單母線接線，設總斷路器。5 短路電流 330、110、35kV 短路電流水平分別為 50、40、31.5kA 三相自耦有載調壓 6 主要設備選型 330kV 采用罐式、柱式斷路器和 GIS。110kV 采用柱式斷路器和 GIS。35kV 電容器采用框架組合式和集合式，電抗器采用干式 330kV 屋外軟母線和懸吊管母線中型布置，主變高架橫穿和低架橫穿進串。330kVGIS 采用屋外配電裝置。7 配電裝置 110kV 屋外軟母線半高型、中型布置和支持管母線中型布置。110kVGIS 屋外 配電裝置。35kV 采用屋外和屋內布置。8 保護及自動化 計算機監控系統，不設常規控制屏，監控和遠動統一考慮，可以滿足無人值班 要求。保護就地布置。GIS方案全站總建筑面積 1100m2以內，敞開式方案主控通信樓建筑面積 600m2 9 土建（小于 3000m3），全站總建筑面積 1050m2以內，采暖區。當 35kV采用屋內配 電裝置時，其配電裝置室不計入全站總建筑面積。主變消防采用SP泡沫噴淋滅 火或排油注氮滅火。10 站址基本條件 海拔 1000 米以下，地震動峰值加速度 0.10g，設計風速 30m/s，地耐力 R=150kPa，地下水無影響，假設場地為同一標高。國標 III 級污穢區。

第二篇：220kV變電站典型設計綜述分析

220kV變電站典型設計綜述分析

摘要：本文主要通過對某電力公司220KV變電站設計的演變過程，分析了典型設計的設計原則、技術方案和特點、模塊的拼接和調整的方法，以希望可以加強工作人員可以更好地理解及使用220KV變電站典型設計。關鍵詞：模塊；典型設計；實施方案

220KV變電站典型設計是國家電網公司進行集約化管理的基本工作，對220KV變電站進行典型設計的目標是：建設標準要統一、設備規范要統一、設備的形式要減少；便于進行集中招標，便于維護運行，降低變電決的建設成本和運營成本；設計、評審及批復的進度要加快，工作效率也要提高。1 220KV變電站典型設計的設計原則

統一性原則：建設的標準要統一，基建及生產運行的標準也應當統一，外部的形象也要統一，要能夠體現國家電網公司的企業文化。

可靠性原則：主接線的方案一定要迫使可靠，典型設計模塊在組合之后的方案也必須要安全可靠。

經濟性原則：依照企業經濟效益最大化的原則，對工程的初期投資費用和長期運行費用進行綜合考慮，在設備的使用壽命期內追求最大的經濟效益。

先進性原則：選擇設備時，要注意設備的先進性、合理性，要選用占地面積小、環保好、技術經濟指標先進的設備。

適應性原則：要對不同地區實際情況進行綜合考慮，要能夠廣泛地適用于國家電網公司的系統，而且還要在一定的時間里面適用于不同形式、不同規模及不同的外部條件。

靈活性原則：模塊的劃分要合理，接口要靈活，組合方案應該豐富多樣，規模的增減要方便。

時效性原則：建立的典型設計，應當隨著電網的發展及技術的進步而不斷地改進、補充及完善。

和諧性原則：變電站應該與周邊的人文地理環境協調統一。2 220KV變電站典型設計的推薦和實施方案 220KV變電站典型設計應當分成兩個層面：一是國家電網公司推薦的方案，二是在前述設計原則及推薦方案的指導之下，結合各網省公司各自的特色方案而形成的各自的實施方案。

我國220KV變電站典型設計剛剛起步，各個網省公司的實施方案都很多，因此，典型設計的推薦方案一直在不斷地優化和，這樣一來，網省公司的實施方案也將隨之而減少。

目前國家電網關于220KV變電站典型設計的推薦方案有直三個，其中戶外方案有八個，戶內方案有五個。這些方案是根據不同的主變壓器的容量，進出線的規模，配電裝置的形式，主接線的形式，以及設備配置的水平這些因素來進行區分的。設計方案的不同公司，都有典型的地區代表性，而且設計經驗豐富，設計水平較高，所以這些推薦方案都安全遵循了前述的220KV變電站典型設計的設計原則。

3某電力集團公司220KV變電站典型設計的方案演變過程

從上世紀九十年代后期一直到現在，該變電站的方案經歷了一系統的優化演變過程。

在九十年代后期，220KV變電站的設計方案一般都是220KV采用雙母線加旁路母線，戶外管形為母線中型的配電裝置。而110KV采用的是單線母線分段加旁路母線，戶外管形為母線中型的配電裝置。35KV采用的是真空開關柜。這種模式的變電站，一般的占地面積為40畝。

從2000開始，隨著我國設備生產能力提高，特別是開關設備的合資生產廠不斷出現，還有該地區電網結構的不斷加強，該院的220KV變電站在設計時逐漸將高中電壓等級的旁路母線取消了。在2000年前后所設計的某220KV變電站，其占地面積只有27畝。

2001年之后，該電力集團對運行中的220KV包括以下電壓等級的變電站進行改選，實施無人值班的制度，并且亦對新的工程按照無人值班的制度來設計。與此同時，各個市級代電公司普通采用了合資廠所生產的隔離開關，以避免國產隔離開關在運行中出現的問題較多的情況。除此之外，該院在設計方案中提出全GIS變電站，以節省成本。

經過一系統的優化，在之后建成的某變電站，占地面積已經不到十畝。4該電力集團220KV變電站典型設計的實施方案和特點

4.1設計方案的組合

該電力集團220KV變電站典型設計的實施方案是以國家電網關于220KV變電站典型設計的推薦方案作為指導的，并且還結合了該電力集團現有的設計模式，按照主變壓器的臺數和容格局量、無功配置、電氣主接線的形式、出線的規模、布置的格局、配電裝置的形式等等組合，形成了六個方案。其中，戶外變電方案兩個，戶內變電站的方案是四個。

在設計實施方案的過程中，對該電力集團220KV變電站的常見的方案進行總結、提煉與優化，體現出了推薦方案的“安全可靠、投資合理、技術先進、運行高效、標準統一”的設計原則，也體現了220KV變電站典型設計幾從設計原則的協調與統一。

4.2實施方案的特點 4.2.1占地面積小

GIS的設備是高度集成的，該電力集團的全GIS組合電器220KV變電站的占地面積一般都不高于10畝，只占同規模AIS變電站占地面積的25%—30%，照這樣計算，該電力集團一年可以節省占用的土地面積為400畝。

4.2.2適用性強，建設工期短

采用GIS設備，可以便捷地將220LKV的配電裝置和110KV的配電裝置設計成不同的模塊，根據變電站的不同規模來組合，從而提高設計的效率。不但如此，因此GIS設備的模塊化程度比較高，這就大大地提高了施工安裝和竣工驗收的效率，將變電站的建設周期給縮短了，提高了電網建設的速度。

4.2.3無人值班的形式，可以減少成本，提高公司的效益。4.2.4污閃明顯減少

GIS主體的帶電部分是密封在金屬的鋁合金的外殼里面的，具有傳導性好、重量比較輕、不產生渦流損耗的優點，而且還搞腐蝕。GIS的這種密封式的結構，非常適用于污穢等級比較高，或者是有鹽霧的環境比較惡劣的地區，可以有效地減少污閃事故。

4.2.5大大地減少了檢修和維護的工作量

GIS所暴露在外的絕緣少，內部有絕緣氣體，而且機械結構比較簡單，所以發生故障的概率相對較低。而且每個氣隔都是在氣體密度繼電器的監控之下的，加上GIS的二次回路可以非常方便地和微機監控系統相連，所以可以提高GIS的整體有效性，可以做到向用戶連續供電。

4.2.6有效地控制工程造價

使用GIS系統，土地占用的面積低，所以節省了土地使用費，另外，還可以減少建筑量，也就節省了相關的成本。

4.2.7景觀效果也非常好

整個出線架構是采用兩個間隔共同使用一個榀梁的方式，減少了變電站架構的數量，使得變電站總體簡潔、美觀。5典型的設計和使用

5.1對設計方案的實施和調整

如果工程建設的規模和前期工作確定的原則和本方案是相符的，則可以選擇本方案來作為該變電站本體的設計，然后再將典型設計中沒有包括的外圍的部分加入進去，以完成整體工程的設計。

如果布置的方案并不能夠滿足要求，那么使用者可以將模塊重新組合，以適應實際的需求。實際的工程與典型設計規模的差異是不可避免的，這是因為在實際工程中，出線回路數、出線的方向、設備的配置與預定的規模不可能完全相同。所以，設計子模塊時要用概算來調整，子模塊的設計內容包括以下幾部分：設備的保護、電纜、電氣一次設備、主要的安裝材料、引線構架、設備支架、其他等等。

在實施方案模塊時，要考慮適用性，實際的工程內部設備的布置應當根據具體設備的情況來調整和優化。

結束語：220KV變電站典型設計的推薦方案在完成后到現在，該電力集團所屬的所有220KV新建的變電站的設計都是采取了新的典型設計方案，也取得了良好的效果，獲得了較大的經濟效益。相信在今后，這一設計會更加完善，發揮更大的作用。

參考文獻：

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第三篇：110kV變電站典型設計應用實例[范文]

110kV變電站典型設計應用實例

傳統的110kV變電站主要以戶外設計和安裝為主，占地面積大，且設備容易被腐蝕，尤其在高污穢地區，還極易造成污閃事故的發生。為了建設堅強電網，發揮規模優勢，提高資源利用率，提高電網工程建設效率，國家電網公司在2005年提出“推廣電網標準化建設，各級電網工程建設要統一技術標準，推廣應用典型優化設計，節省投資，提高效益”。典型設計堅持以“安全可靠、技術先進、保護環境、投資合理、標準統一、運行高效”的設計原則，采用模塊化設計手段，做到統一性與可靠性、先進行、經濟性、適應性和靈活性的協調統一。

海陽市供電公司積極響應國家電網公司的號召，積極推廣110kV變電站典型設計。本文就海陽市供電公司110kV變電站典型設計的應用實例予以闡述，以說明推廣典型設計的重要意義。110kV變電站典型設計應用實列

海陽市供電公司2006年開始采用110kV變電站典型設計，到目前為止，已經完成3座110kV變電站的設計、建設工作。從實際效果來看，具有較好的經濟效益和社會效益，下面以110kV望石變電站為例對典型設計進行分析。

110kV望石變電站位于海陽市新建的臨港產業區，該區域規劃面積較小，但是電力負荷較為集中。該區域包括以萊福士造船廠在內的多個用電大戶正在興建中，而山東核電設備制造公司已經投產。根據該區域負荷預測及用電負荷性質，海陽市供電公司按照安全可靠、技術先進、投資合理、運行高效的原則，結合該站用電負荷集中、土地昂貴、臨近海邊（Ⅳ級污穢區）、電纜出線多等客觀事實，對110kV望石變電站作了如下設計。

該站為半戶內無人值班變電站（半戶內布置方式即除主變壓器以外的全部配電裝置，集中布置在一幢主廠房的不同樓層的電氣布置方式），變電站主體是生產綜合樓，除主變壓器外所有配電裝置均安裝在綜合樓內。以生產綜合樓和主變壓器為中心，四周布置環形道路，大門入口位于站區東南角，正對生產綜合樓主入口。綜合樓共兩層，一層為10kV配電裝置室、電容器室、接地變壓器室及主控室，二層為110kV GIS室。

1.1 電氣主接線

變電站設計規模及主接線。通過負荷資料的分析，考慮到安全、經濟及可靠性，確定110kV變電站主接線。電氣主接線圖如圖1所示。通過負荷分析和供電范圍，確定變壓器臺數、容量及型號，該設計中主變壓器總容量為2×50MVA（110/10.5kV），一期（共兩期）設計為1×31.5MVA（110/10.5kV），采用雙繞組油浸自冷有載調壓變壓器。110kV出線共2回，一期1回，采用內橋接線方式。10kV出線共24回，一期24回，采用單母線分段接線方式。無功補償電容器為2×6000（3000+3000）kvar，分別接入10kV兩段母線上。

圖1 110kV望石變電站主接線圖

各級電壓中性點接地方式。110kV側直接接地，由于主變壓器10kV側沒有中性點，而10kV側全部采用電纜出線，電網接地電容電流較大，故采用了站用電與消弧線圈共用的接地變壓器。

1.2 短路電流水平

根據終期（共兩期）雙繞組自冷變壓器的容量、空載損耗、負載損耗、短路阻抗等相關參數，考慮電網遠景規劃，按照三相短路驗算，并套用《國家電網公司輸變電工程典型設計110kV變電站分冊》中110kV變電站典型設計（方案B-1），確定110kV電壓等級的設備短路電流為kA，10kV電壓等級的設備短路電流為31.5kA。

1.3 主要電氣設備選擇

考慮城市噪音控制，選用雙繞組低損耗自冷變壓器，采用YNd11接線組別。因站址臨近海邊，空氣濕度大及鹽堿度高，故110kV設備采用六氟化硫封閉式組合電器，斷路器額定電流為2000A，額定開斷電流為31.5kA。10kV設備選用N2X系列氣體絕緣開關柜，N2X開關柜采用單氣箱結構，每個開關柜獨立一個氣箱，氣箱內安裝免維護的三工位開關和固封極柱式真空斷路器，通過插接方式與其他元器件組合，實現和滿足不同的主接線方式。該開關柜分成三個間隔：高壓密封間隔，低壓控制間隔，電纜和TA間隔。斷路器為真空斷路器，主變壓器及分段回路額定電流為3150A，額定開斷電流為31.5kA；出線回路額定電流為1250A，額定開斷電流為20kA。

1.4 過電壓保護及接地

110kV及35kV設備全部選用金屬氧化物避雷器，并按照GB 11032-2000《交流無間隙金屬氧化物避雷器》之規定進行選擇。按照防直擊雷原則進行理論計算，在主建筑屋頂安裝避雷帶及避雷針，用以保護主建筑物及主變壓器。按照DL/T 621-1997《交流電氣裝置的接地》的規定進行電氣設備接地，主接地網由水平接地體和垂直接地體組成復合接地網，將建筑物的接地與主接地網可靠連接，接地埋深0.8m。接地網實測電阻為0.43Ω。

1.5 站用電和照明

變電站遠景采用2臺干式接地變壓器500/10.5-80/0.4，每臺總容量為500kVA，其中站用電額定容量為80kVA。兩臺接地變壓器分別經斷路器接入10kV＃

4、＃5母線上。站用電為380/220V三相四線制中性點直接接地系統，站用變壓器低壓側采用單母線分段接線。室外照明采用投光燈，室內工作照明采用熒光燈、白熾燈，事故照明采用白熾燈。事故照明為獨立的照明系統。

1.6 計算機監控系統

計算機監控系統為分層分布式網絡結構，能完成對變電站所有設備的實時監視和控制。電氣模擬量采集采用交流采樣，保護動作及裝置報警等重要信號采用硬節點方式輸入測控單元。系統具備防誤閉鎖功能，能完成全站防誤操作閉鎖。具有與電力調度數據專網的接口，軟、硬件配置能支持聯網的網絡通信技術及通信規約的要求。全站設有一套雙時鐘源GPS對時系統，實現整個系統所有裝置的時鐘同步。監控系統可對110kV及10kV斷路器、隔離開關、主變壓器中性點接地開關、主變壓器分接頭、無功補償裝置、站用電源、直流系統、UPS系統等多方面進行監控。操作控制功能按分層操作設計，達到了任何一層的操作、設備的運行狀態和選擇切換開關的狀態都處于計算機監控系統的監控之中。

1.7 保護裝置的配置

整個保護系統全部選用微機型保護裝置。主變壓器保護包括差動保護和后備保護，在主控室集中組屏安裝。10kV保護測控裝置采用保護測控一體化裝置，裝設在成套開關柜上，10kV線路保護具有低周減載功能。另外，10kV系統還具有小電流接地選線功能。

1.8 直流系統

直流系統額定電壓為220V，設單組閥控式鉛酸免維護蓄電池組和雙套冗余配置的高頻開關電源充電裝置，并設置一套微機型直流接地自動檢測裝置。蓄電池容量為100Ah。該系統還配置一臺UPS，容量為3kVA，UPS系統為站內計算機監控系統、保護裝置、通信設備等重要二次設備提供不間斷電源。

1.9 圖象監控系統和火災探測報警系統

大樓入口處設置攝像頭；主控室、電容器室、接地變壓器室以及各級電壓配電裝置室均安裝室內攝像頭；主變壓器區安裝室外攝像頭。監控信號通過光纜傳送到調度主站，用以完成變電站全站安全及設備運行情況的監控。

站內配置一套火災報警系統。火災報警控制器設置在主控樓內。當有火災發生時，報警系統可及時發出聲光報警信號，顯示發生火災的地點，并通過通信接口和光纜，將信息最終傳至調度端。結束語

該典型設計的變電站與常規室外布置變電站相比具有以下優點。第一，土地占用面積不足常規變電站的三分之一。第二，該站臨近海邊，屬高污穢地區。所有配電設備均室內布置，尤其是110kV及10kV配電設備全部采用氣體絕緣全密封開關設備，有效地防范了污閃事故的發生。第三，配電設備檢修周期長，供電可靠性高。第四，采用接地變壓器，很好地解決了10kV電纜出線引起的電網接地大電容電流。第五，具備了無人值班的條件，實現了變電站無人值班。

應用110kV變電站典型設計，能大大提高生產效率，同時也對110kV變電站建設標準、設備規范、節約土地及資源消耗等方面有著重要意義。

參考文獻

[1] GB 50343-2004.建筑物電子信息系統防雷技術規范[S].[2] GB 50057-2000.建筑物防雷設計規范[S].[3] DL 548-1994.電力系統通信站防雷運行管理規程[S].[4] DL/T 621-1997.交流電氣裝置的接地[S].[5] GB 11032-2000.交流無間隙金屬氧化物避雷器[S].[6] 國家電網公司輸變電工程典型設計110kV變電站分冊，2005.

第四篇：變電站典型案例分析

典型案例分析

一起220kV線路保護異常跳閘的分析

一、事故簡述：

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

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

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

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

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

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

000038ms 故障類型和測距

CA相間接地 401.40Km 000039ms 測距阻抗值

136.529+j136.529 Ω RCS931保護裝置報文如下：

啟動絕對時間 XXXX年XX月XX日 02:03:14:560 動作相

ABC 動作相對時間 00001MS 動作元件

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

此次異常跳閘情況甲站側主要有幾個疑點是：

（一）為什么負荷電流情況下，甲站側保護就地判別條件成立，保護會遠跳出口？

（二）為什么602保護裝置有測距且不正確，而931保護裝置沒有測距？

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

（四）為什么602保護綜重溝通三跳出口？

二、事故原因分析 甲站220

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

乙站保護三跳后啟動操作箱內三跳繼電器TJQ，該繼電器一接點跳乙站線路斷路器；另一接點開入回602保護裝置，602保護裝置即通過GXC-01裝置向甲站側602保護裝置發允許跳閘信號；還有一接點開入931保護裝置，931裝置遠跳開入有信號后即向甲站側931保護裝置發遠跳令。

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

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

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

931保護裝置三跳動作同時通過本屏上“至重合閘”壓板向602保護發三跳啟動信號。602保護重合閘正常投單重方式，收到外部三跳啟動信號后即閉鎖重合，同時溝通本保護三跳回路，綜重直接發三相跳閘令即為“綜重溝通三跳”。甲站側雖然兩套保護都三跳出口，但錄波圖顯示931保護先于602保護動作27ms，故雖然兩套保護都動作，操作箱上只有931第一套保護出口時作用于第一組跳閘線圈的“TA、TB、TC”信號。602保護再動作時斷路器已基本跳開，故操作箱上第二組跳閘線圈無跳閘信號。

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

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

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

三、經驗教訓和措施、建議

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

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

附：

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

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

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

你們站都沒有主保護發遠跳令，都是主保護判差流后動作本側而已。這個配置合理

福建省超高壓輸變電局500kV福州變1號聯變的零序保護動作跳三側開關。2006年1月13日11時11分，500kV福州變1號聯變RCS-978保護的220kV側零序過流保護動作跳開1號聯變三側開關。經檢查一次設備正常，1號聯變于當日17時41分恢復運行。

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

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

安徽省合肥供電公司220kV東北郊變電站2號主變110kV側零序過流保護動作跳開主變三側開關。

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

事故經過：2006年10月12日17點50分，東北郊變220kV2號主變110KV側零序過流保護動作，跳開2號主變三側開關，220kV2號主變保護盤 跳A 跳B 跳C燈均亮。檢查#2主變本體及三側開關無異常。因110kV系統環網運行，141、142、144、145線路所帶的110kV變電站備自投正確動作，35kV側僅帶站用變及電容器運行，143、146線路少送電量1.5萬千瓦時。18點10分，恢復東北郊變正常運行方式。

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

暴露問題：

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

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

3、現場作業指導書不規范，作業指導書工作流程簡單，關鍵步驟沒有制定詳細的工作流程。

4、現場二次工作安全措施票執行不嚴，安全措施未按操作步驟詳細填寫。

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

福建省南平電業局測控裝置故障造成220kV九越變馬越線223開關跳閘

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

事故經過：2006年7月12日10時32分，九越變220kV馬越線223開關跳閘，保護未發任何信號，運行人員到保護小室和開關場地進行巡視檢查均未發現異常情況，10時45分匯報中調，于10時48分恢復九越變220kV馬越線223開關運行。因220kV系統環網運行未造成少送電。

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

花石線光纖縱差保護誤動

事故分析

事故經過

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

重合成功。事故分析

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

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

結論

CSC-103A縱差保護屬區外故障誤動。不正確動作責任為運行部門繼電保

護運行維護不良。

整改措施

1、提高工程施工質量，尤其應重視工程遺留問題的處理。

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

分說明了人員的責任心亟待加強。

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

評分人數

渭北Ⅰ線路PSL-602A高頻保護誤動

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

2.原因

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

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

事故經過：2006年3月1日11時39分，500千伏武南站因220千伏Ⅲ、Ⅳ段母線壓變控制直流消失，造成3號主變220千伏側后備距離保護動作，3號主變三側5011開關、5012開關、4503開關、3530開關跳閘。經回路分析和現場實物查勘，發現220千伏Ⅲ、Ⅳ段母線壓變直流控制回路熔斷器為螺旋式ＲＬ１－15（6Ａ），運行過程中氧化，引起接觸不良，使220千伏Ⅲ、Ⅳ段母線交流電壓各次級同時失去。3號主變220千伏側距離保護為ＡＢＢ公司的ＲＥＬ511（1．2版本）裝置，保護動作閉鎖原理存在設計性缺陷，當母線交流電壓均失去時，該裝置無法實現距離保護的可靠閉鎖，以致跳閘。12時07分，總調發令停用３號主變220千伏側距離保護，12時20分，總調發令３號主變送電，14時30分，總調發令啟用３號主變220千伏側距離保護。

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

繼電保護動作的一個案例分析

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

圖片也截不下來！唉！

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

保護裝置

動作信息

PSL602保護

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

失靈重跳B相，失靈重跳三相 CZX操作箱

“TA”，“TB”，“TC”燈亮 GXC-01光纖信號傳輸裝置

無 RCS931保護

無

SCADA系統光字牌

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

保護裝置

動作信息

PSL602保護

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

失靈重跳B相 CZX操作箱

“TB”，“CH”燈亮

GXC-01光纖信號傳輸裝置

發信“KA”，收信“KA”燈亮 RCS931保護

無

SCADA系統光字牌

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

甲線：故障時，B相電壓由正常的57V下降為19V，A,C相電壓正常，3U0在B相電壓下降的同時產生，大小為33V，方向與B相電壓相反。B相電流由充電電流0.1A左右突變為48A，一次故障電流約為24kA左右，A,C相電流沒有過大的變化。

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

經確認，甲線保護動作正確，為區內B相接地故障，乙線區內無故障，試分析乙線誤動作原因。

附件中包括波形圖以及乙線誤動原因分析，不看后悔哦！

第五篇：變電站介紹詞

白王變介紹詞

各位領導，大家好：

首先，歡迎各位領導來我站檢查指導工作，我叫XXX、是本值的（運行值班負責人、值班員、站長），我站現有運行人員5人，今天參加運行值班工作的還有XXX同志、XXX同志??。下面由我將我站的基本情況向各位領導作以簡要介紹：

我站全稱涇陽供電分公司白王變電站，是一座35kV地區電網終端綜合自動化變電站，地處涇陽縣興隆鎮南程村，始建于2006年7月，于2006年10月20日正式投入運行。現肩負著白王、興隆、口鎮地區4.01萬人的工農業生產及人民生活用電，供電面積149.4平方公里。

我站的高壓設備采用戶外半高型布置，35kV及10kV母線均采用單母不分段接線方式。35kV進線電源一回，由110kV橋底變電站接入，為3576白橋線；10kV出線三回，分別為152白王、157乳業、151口鎮線路。

我站現有主變2臺，均采用SZ9-M型低耗有載調壓變壓器，額定容量為6300kVA，主變高壓側選用ZW7型真空斷路器。主變低壓側及各10kv線路選用ZW8型真空斷路器，35kV和10kV均選用GW4型戶外隔離開關及氧化鋅避雷器。電容補償裝置選用BAMH型分檔投切密集型并聯電容器，額定容量為1800kvar。

我站的控制和保護選用國電南自的PS系列微機保護裝置，集“遙信、遙測、遙控、遙調與保護”功能為一體，構成了分布式綜合自動化監控系統，直流系統采用西安派恩公司的PSM-E10監控裝置，全站的有功和無功計量均選用多功能電子式電能表。09全年我站的供電量為kwh.我站今天的運行方式是：3576白橋線運行、1號主變、2號主變、主變有載調壓開關運行在檔；152白王、157乳業、151口鎮開關運行、156電容器運行在I檔位置；當前的負荷大約是kw.今日全站無檢修工作。我的介紹就到這里，如有不足之處，請各位領導多多批評指正，謝謝大家！