2011版 500kV变电站通用设计 500-D-1方案说明(第十五篇)

第十五篇 500kV变电站通用设计（方案D-1）

第48章设计说明

48.1 总的部分

500kV变电站通用设计文件第十五篇描述的是500kV变电站通用设计方案D-1，本方案主变压器远景规模为2台1000MVA单相自耦变，500kV、220kV 断路器采用罐式断路器，66kV断路器采用瓷柱式。

48.1.1 本方案适用场合

在国内500kV变电站建设初期，大部分的变电站采用的瓷柱式断路器方案，随着设备水平的不断提高，罐式断路器逐步进入到运行变电站中。与柱式断路器相比，它有节省占地的明显优势；与GIS、HGIS方案相比较，变电所建设采用罐式断路器方案的最大的优势就是投资省，运行维护经验丰富。在土地资源不是非常困难的地区使用罐式断路器还是不错的选择。

该方案适用于国内一般常规地区使用。

48.1.2 本方案技术条件

500kV变电站通用设计方案D-1的建设规模及技术条件见表48.1-1。

1

表48.1-1 方案D-1的建设规模及技术条件序号项目技术条件

1 主变压器本期1组1000MVA，远期2组1000MVA

2

出线回路数

和出线方向500kV出线本期4回，远期10回，两个方向出线。220kV出线本期6回，远期12回，一个方向出线。

3

无功

补偿装置500kV高压电抗器：本期1组150Mvar，远期2组150Mvar，为线路高压电抗器，均装设中性点电抗器，不考虑母线高压电抗器。

66kV并联电抗器：本期2组60Mvar，远期4组60Mvar。

66kV并联电容器：本期2组60Mvar，远期4组60Mvar。

4

电气

主接线500kV一个半断路器接线，远期2变10线，组成6个完整串。本期1变4线，组成2个完整串和1个不完整串，设8台断路器。

500kV高压电抗器经隔离开关接入线路。

220kV双母线单分段接线，本期双母线接线。本期设8台断路器。

66kV单母线单元接线，主变压器66kV侧进线装设总断路器。本期设1台总断路器，5台分支断路器。

5 短路电流 500、220、66kV短路电流水平分别为63、50、31.5kA

6

主要

设备选型主变压器采用单相，自耦，无励磁调压。高压电抗器采用单相，油浸，自冷式。500kV、220kV采用罐式断路器、66kV采用瓷柱式断路器。66kV电容器采用装配式、电抗器采用干式。

7 配电装置500kV屋外悬吊管型母线中型、断路器三列布置，2组主变压器高架横穿进串。220kV屋外悬吊管型母线中型、断路器单列布置。

66kV屋外支持管型母线中型布置。

8

保护

及自动化计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可以满足少人值班要求。保护就地布置。

9 土建

全站总建筑面积1300m2以内，主控通信楼建筑面积650 m2-700m2(小于3000m3)，采

暖区。主变压器消防采用合成型泡沫喷雾灭火系统。

1

10

站址

基本条件海拔1000m以下，地震动峰值水平加速度0.10g，设计风速30m/s，地耐力R=150kPa，地下水无影响，假设场地为同一标高。国标III级污秽区。

48.1.3 模块内容说明

500kV变电站通用设计方案D-1按照模块化设计，共设计了500kV配电装置、220kV配电装置以及66kV配电装置3个基本模块。模块内容说明见表48.1-2。

各基本模块可由增减子模块进行调整，子模块主要包括增减1台主变、增减1回出线、增减1组无功装置等。

表48.1-2 基本模块内容说明

序号 基本模块编号 基本模块名称 基本模块描述

1 500-D-1-500 500kV配电装置模块 500kV出线本期4回，远期10回；主变进线本期1回，远期2回；500kV高压电抗器本期1组150Mvar，远期2组150Mvar；500kV采用一个半断路器接线，远期2变10线，组成6个完整串，本期1变4线，组成2个完整串和1个不完整串。500kV 采用罐式断路器，本期装设8台。

500kV采用屋外悬吊管型母线中型、断路器三列布置，1组主变压器低架横穿进串，另1组主变压器高架横穿进串。500kV母线和串中跨线按最终规模一次建设。

2 500-D-1-220 220kV配电装置模块

220kV出线本期6回，远期12回；主变

进线本期1回，远期2回；220kV双母线

单分段接线，本期双母线接线。220kV采

用罐式断路器，本期装设8台。

220kV屋外悬吊管型母线中型、断路器单

列布置。220kV母线和间隔内跨线按远期

规模一次建设。

2

3 500-D-1-66 主变压器及66kV配电装置模块 主变压器本期1组1000MVA，远期2组1000MVA，采用500/220/66kV单相，自耦，无励磁调压变压器。

66kV并联电抗器本期2组60Mvar ，远期4组60Mvar；

66kV并联电容器本期2组60Mvar，远期4组60Mvar。

66kV站用变本期1台1000kVA，远期2台1000kVA。

主变压器66kV侧进线装设总断路器。

66kV配电装置采用单母线单元接线。

66kV采用瓷柱式断路器，本期设1台总断路器，5台分支断路器。

66kV屋外支持管型母线中型布置。无功补偿设备一字布置主母线两侧。

48.1.4 主要技术指标

方案D－1技术指标见表48.1-3

表48.1-3 方案D－1技术指标表

方案代号围墙内占地面积（hm2）全所总建筑面积（主控通信楼面积）m2 D-1 5.4241164(636)

48.2 电力系统部分

本通用设计按照给定的主变压器及线路规模进行设计，在设计工程中，需根据变电站所处系统情况具体设计。

48.3 电气部分

48.3.1 电气主接线

48.3.1.1 500kV电气接线

3

500kV电气接线采用一个半断路器接线，500kV出线和主变压器进线均不装设出口隔离开关，线路高压电抗器经隔离开关与线路连接，设置中性点电抗器，2组主变压器接入串中。本期4回500kV出线和1回主变压器进线，组成2个完整串和1个不完整串，远期10回500kV出线和2回主变压器进线，组成6个完整串。500kV本期装设8台断路器。

48.3.1.2 220kV电气接线

220kV建设规模为远期12回出线，2回主变压器进线，220kV电气接线采用双母线单分段接线。本期220kV出线6回，1回主变压器进线，共7回进出线，采用双母线接线，设1个母联回路，装设2组母线设备。220kV本期装设8台断路器。

48.3.1.3 主变压器及66kV 电气接线

根据给定的技术条件，本方案主变压器选用单相自耦变压器。66kV无功补偿按在每组主变压器66kV侧装设2组并联电抗器和2组并联电容器考虑。66kV并联电容器本期2组60Mvar，远期4组60Mvar；66kV并联电抗器本期2组60Mvar ，远期4组60Mvar。2组主变压器低压侧还各接有1台站用变压器，主变压器66kV侧进线装设总断路器。66kV采用单母线单元接线。66kV本期设1台总断路器，5台分支断路器。

48.3.1.4 各级中性点接地方式

主变压器500kV和220kV为自耦型，星形接线，中性点直接接地或经小电抗接地。66kV为?形接线，为不接地系统。

48.3.2 短路电流及主要电气设备选择

48.3.2.1 短路电流

500kV电压等级：63kA

220kV电压等级：50kA

4

5 66kV 电压等级： 31.5kA

48.3.2.2 主要设备选择

主要电气设备选型应符合国家电网公司关于标准化建设成果应用管理目录的相关规定,本次通用设计主要电气设备原则上从国家电网公司输变电工程2009年版通用设备中选择。

(1) 主变压器选型

主变压器选用单相或三相变压器在技术上都是可行的，关键在于运输是否方便，根据给定的设计条件，本方案主变压器选用单相、自耦、油浸、自然油循环风冷、低噪音、中阻或高阻抗、低损耗电力变压器。

本次主变压器宜优先选用无励磁调压变压器，调压方式推荐采用中压侧线端调压方式。主变压器的变比暂按663%5.222303525

×±kV 考虑。变压器的

阻抗按2009版通用设备中Uk1-2%＝18，Uk1-3%＝58，Uk2-3%＝38考虑。在实际工程应用中，应根据实际情况确定主变压器的调压方案、额定电压和阻抗电压。

主变压器选择见表48.3-1。

6中压套管

(2000~4000)/1A ,5P20/5P20/0.5,外绝缘爬电距离不小于6300mm 低压套管 4000/1A, TPY/TPY/5P20//0.2S,外绝缘爬电距离不小于

2250mm

（2）高压并联电抗器

采用单相油浸式高压并联电抗器，并将3个单相组成三相星形连接，中性点通过中性点电抗器接地。额定容量按3×50Mvar 考虑；额定电压

应根据系统及线路参数技术确定，暂取3525

kV；高压并联电抗器中性点及中性点电抗器的绝缘水平主要取决于出线在中性点上的最大工频过电压，而最大工频过电压与中性点电抗器的补偿度有很大关系，取中性点电抗器的补偿度>60％，绝缘水平取110kV；中性点电抗器的额定阻抗主要考虑为补偿输电线分布电容引起的容性潜供电流并限制恢复电压，需根据输电线路的参数确定，本方案按600Ω考虑，实际工程中，当高压并联电抗器及中性点抗器选定后，还需要进行工频谐振过电压校验计算。

高压并联电抗器及中性点电抗器选择见表48.3-2，48.3-3

表48.3-2 高压并联电抗器选择结果表

尾端套管 300/1A ,0.5/5P/5P,外绝缘爬电距离不小于3150mm

表48.3-3 中性点电抗器选择结果表

项目参数

型式油浸式

容量540Kvar

额定阻抗 600Ω

额定持续电流30A

额定短时电流 600A（10s）

高压侧110kV

绝缘水

平低压侧

66kV

冷却方式自然冷却（ONAN）

,5P,外绝缘爬电距离不小于3150mm

套管TA 100/1A

(3) 500kV电气设备选择

根据给定的设计条件，结合现有工程的实际情况，500kV设备额定电流按4000A选取，额定2S热稳定电流为63 kA ，动稳定电流峰值为160 kA。

500kV断路器选用SF6罐式断路器。

500kV母线隔离开关选用单柱垂直伸缩式隔离开关；串中隔离开关选用三柱组合式隔离开关，线路高压电抗器回路选用双柱水平伸缩式隔离开关。

500kV电压互感器选用电容式电压互感器。

500kV避雷器选用氧化锌避雷器。

(4) 220kV电气设备选择

根据给定的设计条件，220kV设备额定3S热稳定电流为50kA ，动稳定电流峰值为125 kA。

220kV断路器选用SF6罐式断路器，额定电流为4000A。

220kV母线隔离开关选用单柱垂直伸缩式、双柱水平伸缩式或三柱水平

7

旋转式；出线隔离开关选用双柱水平伸缩式或三柱水平旋转式，本方案按三柱水平旋转式设计。额定电流为4000A/3150A。

220kV电压互感器选用电容式电压互感器。

220kV避雷器选用氧化锌避雷器。

（5）66kV电气设备选择

根据给定的设计条件，66kV设备额定4s热稳定电流为31.5kA ，动稳定电流峰值为80kA。

主变低压侧总进线断路器选用SF6瓷柱式断路器，额定电压72.5kV，额定电流为3150A。

并联电容器和并联电抗器回路选用SF6瓷柱式断路器，额定电压72.5kV，额定电流为2000A，且要求具有投切60Mvar并联电抗器及背靠背投切60Mvar并联电容器的能力。为了统一型号，本方案站用变压器回路推荐选用无功补偿分支回路相同参数的断路器，实际工程中也可选择普通66kV单断口SF6瓷柱式断路器。

66kV隔离开关选用双柱水平旋转式隔离开关或双柱V形隔离开关，本方案按柱水平旋转式设计，额定电流为3150/2000A。

66kV电压互感器选用电容式电压互感器。

66kV电流互感器选用油绝缘电流互感器。

66kV并联电抗器选用干式空心电抗器，实际工程中可选用其他2009年版通用设备，容量为60Mvar。

66kV电容器用串联电抗器选用干式空心电抗器，实际工程中可选用其他2009年版通用设备。串联电抗器的电抗率按5%或12%考虑。

66kV并联电容器选择单台容量为500kvar的并联电容器，并联电容器采用星形接线，桥式差电流保护。并联电容器选用组装框架式成套装置。

8

48.3.2.3 导体选择

(1) 母线的载流量按系统规划要求的最大通流容量考虑，按发热条件校验。本次通用设计500kV母线通过的最大电流暂按5000A，220kV母线通过的最大电流暂按4000A。

(2) 各级电压设备引线按回路通过的最大电流选择导线截面，按发热条件校验；主变220kV侧导线、母联导线载流量按主变额定容量应不小于主变额定容量1.05倍计算。实际工程中，220kV分段导线载流量须按系统规划要求的最大通流容量考虑，本次通用设计暂按4000A。

(3) 500kV、220kV导线截面需进行电晕及电晕对无线电干扰校验。

(4) 管型母线同时还考虑挠度校核。

(5) 主变压器低压侧引线载流量按低压侧额定容量计算，母线载流量按主变压器低压侧最大可能的无功容量计算。

导体选择计算结果见表48.3-4。

表48.3-4导体选择表

选 用 导 体

电 压

(kV)

回路名称

回路电流最大

(A) 导线根数×型号 载流量(A)

控 制 条 件 母线 ～5000 6063-Ф250/230 6150 由载流量控制

跨线及出线 2×NAHLGJQ-1440 5605 由载流量控制

主变压器

进 线

1126

2×NAHLGJQ-1440

2×LGKK-600

5605

2156

由电晕控制

500

母线设备 2×LGKK-600 2156 由电晕控制

母线 ~4000 6063-Ф200/184 4550 由载流量及挠度控制 母联 2759 2×LGJQT-1400 2894 由载流量控制

分段 按系统潮流计算 2×NAHLGJQ-1440 ～5600 由载流量控制

主变压器进线 2759 2×LGJQT-1400 2894 由载流量控制

220

母线设备 / LGJ-300/25 603 由电晕控制

9

选 用 导 体 电 压

(kV)

回路名称

回路电流最大

(A) 导线根数×型号 载流量(A)

控 制 条 件 主变压器进线 2125 2×LGJQT-1400 2894 由载流量控制

母线 2672 6063-Ф150/136 3327 由载流量控制

电抗器回路 990 2×LGJ-500/45 1792 由载流量控制

66

电容器回路 1336 2×LGJ-500/45 1792 由载流量控制

48.3.3 绝缘配合及过电压保护

48.3.3.1 避雷器的配置

避雷器的装设组数及配置地点，取决于雷电侵入波在各个电气设备上产生的过电压水平，实际工程中需要采用雷电侵入波保护程序进行分析计算后确定；220kV出线避雷器的设置在具体工程中应根据国家电网生(2009)1208 号关于印发《预防多雷地区变电站断路器等设备雷害事故技术措施》的通知执行。本方案避雷器根据以往的工程经验配置如下：500kV只在出线、主变压器进线处装设避雷器，母线和高压电抗器回路要根据初期的出线回路数确定是否需要装设避雷器；220kV只装设主变压器进线和母线避雷器，出线回路不装设避雷器。

48.3.3.2 500kV电气设备的绝缘配合

参照电力行业标准DL/T620-1997 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(以下简称行标)确定的原则进行：

(1) 500kV工频过电压的标幺值如下：

工频过电压的1.0p.u.=U m/3=550/3=317.5kV

(2)工频过电压：

a 线路断路器的变电站侧为1.3 p.u

b 线路断路器的线路侧为1.4 p.u

10

(3) 变压器内、外绝缘的全波额定雷电冲击耐压与变电站避雷器标称电

流下的残压间的配合系数取1.4。

(4) 高压电抗器、电流互感器、单独试验的套管、母线支持缘子等的全

波额定雷电冲击耐压与避雷器标称电流下的残压间的配合系数取1.4。

(5) 变压器、电流互感器截波额定雷电冲击耐压取相应设备全波额定雷

电冲击耐压的1.1倍。

(6) 电气设备内绝缘相对地额定操作冲击耐压与避雷器操作过电压保护

水平间的配合系数不应小于1.15。

(7) 电气设备外绝缘相对地干态额定操作冲击耐压与相应设备的内绝缘

额定操作冲击耐压相同，淋雨时耐压值可低5%。变压器外绝缘相间干态额

定操作冲击耐压与其内绝缘相间额定操作冲击耐压相同。

(8) 关于电气设备同极断口间的额定绝缘水平，参照行标确定，雷电冲

击耐压(峰值)为1550＋315(kV)；操作冲击耐压(峰值)为1050＋450(kV)；1分

钟工频耐压(有效值)为790(kV)。

(9) 500kV避雷器选择

500kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内500kV避雷器制

造水平来选型，其主要参数见表48.3-5。

表48.3-5 500kV氧化锌避雷器参数表

避雷器类别线路避雷器变电站避雷器

420 额定电压(kV，有效值) 444

最大持续运行电压(kV，有效值) 324 318

操作冲击2kA残压(kV，峰值) 882 826

雷电冲击20kA残压(kV，峰值) 1063 1006

陡波冲击20kA残压(kV，峰值) 1159 1067

(10) 500kV电气设备绝缘水平参数的选择及保护水平配合系数见表

11

48.3-6。

表48.3-6 500kV电气设备绝缘水平及保护水平配合系数表

*仅电流互感器承受截波耐压试验。

48.3.3.3 220kV电气设备的绝缘配合

220kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内220kV避雷器制

造水平来选型，其主要技术参数见表48.3-7。

表48.3-7 220kV氧化锌避雷器参数表

额定电压(kV，有效值) 200

12

最大持续运行电压(kV，有效值) 156 操作冲击1kA残压(kV，峰值) 442 雷电冲击10kA残压(kV，峰值) 520 陡波冲击10kA残压(kV，峰值) 582

220kV电气设备的绝缘水平，由雷电冲击耐压决定，以避雷器雷电冲击

10kA残压为基准，配合系数取不小于48.4。220kV电气设备绝缘水平参数的

选择及保护水平配合系数见表48.3-8。

表48.3-8 220kV电气设备的绝缘水平及保护水平配合系数表

*：仅电流互感器承受截波耐压试验。

48.3.3.4 66kV电气设备的绝缘配合

66kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，其主要技术参数见表48.3-9：

表48.3-9 66kV氧化锌避雷器参数表

系统标称电压(kV，有效值) 避雷器额定电压

(kV，有效值)

雷电冲击5kA残压

(kV，峰值)

陡波冲击5kA残压

(kV，峰值)

操作冲击0.5kA残压

(kV，峰值)

66 96 250 288 213 66kV电气设备的绝缘水平按GB3148.1-1997 《高压输变电设备的绝缘配

13

合》的规定选取。考虑到远景为限制单相接地短路电流，主变压器中性点可能经小阻抗接地运行，因此其绝缘水平按此情况考虑，有关取值见表48.3-10 表48.3-10 66kV电气设备绝缘水平表

污秽等级为III级地区，按国家标准GB/T16434-1996 《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》中规定，取泄漏比距为25mm/kV，依最高运行电压和泄漏比距选择绝缘子串片数；并据导线荷载大小，选用不同强度的悬式绝缘子，单片绝缘子的爬电距离为450mm，据此，计算如下：

500kV绝缘子串片数：25×550/450=30.6

220kV绝缘子串片数：25×252/450=14

根据上面计算结果，再考虑零值绝缘子片数，500kV绝缘子串片数取34片，220kV绝缘子串片数取16片。

48.3.3.7 直击雷保护和接地

(1) 直击雷保护

14

500kV变电站通用设计采用在500kV和220kV配电装置构架上设置避雷针以及独立避雷针进行直击雷保护，且以构架避雷针为主。

为了防止反击，主变压器构架上不设置避雷针，另增设独立避雷针，与500kV和220kV配电装置构架上避雷针构成联合保护网，保护主变压器和66kV设备及其连接导线。

(2) 接地

变电站的接地装置设计与站址区域土壤电阻率、短路入地电流值有很大关系，故对接地装置的设计不作推荐，具体工程可根据实际条件设计。

接地装置材料目前主要有铜材和镀锌扁钢，选材对接地电阻值几乎无影响，主要决定因素取决于土壤腐蚀性和接地装置的使用年限。如无特殊要求，建议统一采用镀锌扁钢接地材料。

48.3.4 电气设备布置及配电装置

48.3.4.1 电气总平面布置

终规模2组主变压器，500kV主变压器进串方式为高架横穿，220kV配电装置为断路器单列式布置，66kV无功补偿设备一字布置主母线两侧，设置总断路器。

48.3.4.2 500kV配电装置

500kV采用屋外悬吊管型母线中型、断路器三列布置，母线配置垂直伸缩式隔离开关。

2组主变压器采用高架横穿进串，进出线间隔宽度取28m。间隔构架、导线和设备布置尺寸见表48.3-11和48.3-12。本期500kV母线一次上齐，同时串中的跨线也一次上齐。

表 48.3-11 构架高度尺寸

15

项目高（m）

母线构架高度20.5

进出线门型构架高度26

主变压器高架进线构架高度33

表 48.3-12 导线和设备布置尺寸

项目高（m）相间相对地

500kV悬吊母线16.2 6.5 5.5 进出线构架导线/ 8 6 500kV设备 7.5 6.5

48.3.4.3 220kV配电装置

220kV配电装置采用屋外悬吊管母线中型布置，断路器单列布置。进出

线间隔宽度取13m，间隔构架、导线和设备布置尺寸见表48.3-13和48.3-14。

本期220kV母线一次上齐，母线采用耐张-悬垂-耐张方式悬挂。间隔内跨母

线的跨线本期也一次上齐。

表 48.3-13 构架高度尺寸

项目高（m）

母线构架高度12

进出线门型构架高度16

表 48.3-14 导线和设备布置尺寸

项目高（m）相间（m）相对地（m）220kV悬吊母线9.3 3.5 2.5 母联和进出线构架导线/ 4 2.5 220kV设备 3.5 3

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48.3.4.4 主变压器及66kV配电装置

主变压器采用单相自耦无励磁调压变压器；主变压器构架高度取20m，构架宽度取36m。66kV无功按每组主变压器配置2组低压并联电抗器和2组并联电容器。66kV采用屋外支持管型母线中型布置。主变压器布置按远期规模２组变压器考虑，每组主变压器低压侧各接1台站用变压器。66kV无功补偿设备一字布置主母线两侧，设置总断路器。

48.3.5 站用电及照明

48.3.5.1 站用电

本变电站站用电源交直流一体化系统包括交流、直流、逆变等部分，由交流进线模块、交流馈线模块、充电模块、逆变电源模块、直流馈线模块、直流母线绝缘监测模块、蓄电池组、蓄电池监测模块、数字一体化监控模块组成。

本方案远期规模设2台站用工作变压器，电源分别取自２组进串的主变压器低压侧，另设1台专用站用备用变压器，本方案备用电源考虑从站址附近变电站的35kV配电装置中引接，具体工程中备用电源也可从站址附近变电站可靠的10kV电源引接。

站用变压器容量按1000kV A考虑（包括采暖用负荷）。对于每台工作变压器设一段380/220V工作母线，备用变压器380V侧设备用段母线，备用变经隔离开关接入备用段母线，备用段母线通过2台分段断路器分别与2段工作母线相连，正常运行时断开，当工作段母线失压，分段断路器自动投入。以便于1台变压器带全站负荷运行。

本期设１台站用工作变压器（１号站用变压器）和1台站用备用变压器（0号站用变压器），同时设380/220V工作母线Ⅰ、Ⅱ段和备用段，Ⅰ、Ⅱ段

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母线与备用段之间的分段断路器本期一次上齐。正常运行时，380/220V工作Ⅰ段由１号站用变压器供电，Ⅱ段通过分段断路器给Ⅱ段母线供电。正常运行时断开，Ⅰ、Ⅱ段母线分开，当其中一台站用变压器故障，引起工作母线失压时，通过对分段断路器的手动投切，实现Ⅰ、Ⅱ段工作母线的连续供电。

66kV站用工作变电源进线和35kV备用电源进线均采用敞开式设备，低压开关柜选用抽屉式。站用工作变压器和备用变压器选用户外油浸变压器，布置在380/220V站用电配电室的附近。

站用工作变压器是连接在主变压器低压侧66kV母线上，受无功补偿装置投切的影响，其电压波动较大，所以推荐采用有励磁调压变压器。

站用备用变压器的电源是由站外引接，一般其电压波动不会很大，所以推荐采用无励磁调压变压器。

48.3.5.2 照明

变电站内设置正常工作照明和事故照明。正常工作照明采用380/220V 三相五线制，由站用电源供电，事故照明由直流系统蓄电池供电，在主控室和继电器小室设常明灯，出口处设自带蓄电池的应急照明指示灯。

主控室、通信机房等处照明灯具，采用嵌入式铝合金栅格荧光灯。配电装置的照明采用高效节能投光灯照明，另在主控通信楼屋顶设置探照灯，作为检修和重点巡视时的照明。

48.3.6 电缆设施

48.3.6.1 电缆选型

电力电缆和控制电缆选择按照GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》选择。

48.3.6.2 电缆敷设

在主控通信楼控制室下方设置活动地板，继电器小室内采用电缆沟。

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500kV、220kV配电装置、主变压器及66kV配电装置内均采用电缆沟。主控室通过竖井和埋管与室外电缆沟连通，电缆竖井内采用电缆桥架，电缆沟内采用镀锌角钢支架。

48.3.6.3 电缆防火

变电站拟在通向控制室、继电器室及66kV配电装置的竖井和墙孔及盘

底开孔处采取有效阻燃的封堵处理，在主要回路的电缆沟中的适当部位设置阻火墙，在靠近含油设备（主变压器和电流互感器等）的电缆沟盖板予以密封处理。消防,报警,应急照明,断路器操作直流电源,计算机监控,双重化继电保护, 保安电源等双回路中的一回敷设在有防火隔板隔离的电缆架上，光缆单独敷设。变电站内所有屏、柜、端子箱等底部孔洞应采用防火材料封堵。

站内控制室、继电保护室电缆入口处，采用防火材料封堵，并在其二侧

电缆1m范围内用防火涂料涂刷，涂层厚度约0.5mm。

48.4 二次系统部分

48.4.1 系统继电保护及安全自动装置

48.4.1.1 线路保护

48.4.1.1.1 500kV线路保护

48.4.1.1.1.1配置原则

（1）每回500kV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。每套保护均具有完整的后备保护。

（2）每回500kV线路应配置双套远方跳闸保护。远方跳闸保护宜采用一取一经就地判别方式。

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高压并联电抗器及串补有关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。过电压保护均使用远跳保护装置中的过电压功能，过电

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压保护起动远跳可选择不经断路器开、闭状态控制。

（4）线路主保护、后备保护应起动断路器失灵保护。

（5）对重负荷、长距离的联络线，保护配置宜考虑振荡、长线路充电电容效应、高压并联电抗器电磁暂态特性等因素的影响；对50km以下的短线路，宜随线路架设2根OPGW光缆，配置双套光纤分相电流差动保护，有条件时，保护通道可采用专用光纤芯。

（6）对同杆并架双回线路，当有光纤通道，为有选择性切除跨线故障，应优先选用双套光纤分相电流差动保护作主保护。如本线没有光纤通道或没有迂回的光纤通道时，应使用传输分相通道命令的纵联距离保护。

（7）对装有串联补偿电容的线路，当有光纤通道，应优先选用双套光纤分相电流差动保护作主保护。如本线不具备光纤通道必须使用载波通道时，串补站应选择使用串补型阻波器。

（8）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。

（9）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。

（10）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。

48.4.1.1.1.2技术要求

（1）在空载、轻载、满载等各种工况下，在线路保护范围内发生金属性和非金属性（不大于300Ω）的各种故障时，线路保护应能正确动作。系统无故障、外部故障、故障转换、功率突然倒向以及系统操作等情况下保护不应误动。

（2）要求线路主保护整组动作时间：近端故障不大于20ms，远端故障不

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