山东电力集团公司110kV-500kV变电站智能化典型配置方案

山东电力集团公司110kV～500kV变电站

智能化典型配置方案

（征求意见稿）

2011年5月

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目 录

第1章 概述

第2章 智能化标准配置方案 2.1 500kV变电站智能化标准配置方案 2.2 220kV变电站智能化标准配置方案 2.3 110kV变电站智能化标准配置方案 第3章 智能化高级配置方案 3.1 500kV变电站智能化高级配置方案 3.2 220kV变电站智能化高级配置方案 3.3 110kV变电站智能化高级配置方案

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第1章 概述

本着“安全可靠、成熟适用、经济合理”的原则，山东电力集团公司组织编制了110kV～500kV变电站智能化典型配置方案，用以指导山东省2011年新建智能变电站设计。本典型配置方案包括标准配置、高级配置两个方案，标准配置方案适用于一般工程，高级配置方案适用于试点工程。

本典型配置方案主要依据《国家电网公司2011年新建变电站设计补充规定》（国家电网基建[2011]58号）以及《智能变电站优化集成设计建设指导意见》（国家电网基建[2011]539号）编制。

为提高通用性，本方案以山东省110～500kV变电站典型建设规模为设计背景，各电压等级变电站建设规模如下：

500kV变电站典型建设规模：

项目 主变压器（MVA） 500kV出线（回） 500kV线路高抗（Mvar） 220kV出线（回） 35kV电容器、电抗器（Mvar）

本期 2×750 4 1×150 9 4×60+4×60 远景 4×750 8 2×150 16 8×60+8×60 一个半断路器接线 双母线双分段接线 单母线单元接线 接线形式 220kV变电站典型建设规模：

项目 主变压器（MVA） 220kV出线（回） 110kV出线（回） 35kV出线（回） 35kV电容器（Mvar）

本期 2×180 4 10 8 6×10 远景 3×180 6 12 12 9×10 接线形式 双母线刀闸分段接线 双母线刀闸分段接线 单母线分段接线

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110kV变电站典型建设规模：

项目 主变压器 110kV配电装置 10kV配电装置 无功补偿装置 本 期 2×50 2 24 2×（4+4） 远 景 3×50MVA 2 36 3×（4+4） 接线形式 本期内桥接线，远景扩大内桥接线 本期及远景均采用单母线分段接线

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第2章 智能化标准配置方案

2.1 500kV变电站智能化标准配置方案 2.1.1 电气一次部分 2.1.1.1 互感器选择

220kV、500kV电压等级均采用常规互感器； 35kV采用户外敞开配电装置，采用常规互感器。 （1）对电流互感器的要求

电流互感器二次绕组的数量和准确级应满足继电保护、自动装置、电能计量和测量仪表的要求。

保护用电流互感器的配置应避免出现主保护死区。

对中性点有效接地系统（500kV、220kV）电流互感器按三相配置；对中性点非有效接地系统（35kV），按两相配置。

双重化保护应分别配置独立的电流互感器二次绕组；断路器失灵保护接入电流互感器专用的二次绕组；故障录波器、故障测距装置、母线保护与线路保护共用一个二次绕组；测量、计量共用一个二次绕组。

电流互感器二次额定电流应采用1A，二次负荷一般为10～15VA，也可根据实际负荷需要选择。对保护用TP类电流互感器，其二次负荷用负荷电阻Rb表示。

测量、计量用电流互感器绕组准确级应采用0.2S级。为保证二次电流在合适的范围内，可采用复式变比或二次绕组带抽头的电流互感器。

保护用的电流互感器准确级：500kV线路保护宜采用能适应暂态要求的TPY类电流互感器；220kV线路保护可采用P类电流互感器，但其暂态系数不宜低于2；母线保护、失灵保护可采用P类电流互感器。P类保护用电流互感器的准确限值系数宜为5%的误差限值要求。

500kV变电站电流互感器二次参数配置见下表： 表2.1-1 电流互感器二次参数一览表

电压等级 项目 主接线

500kV 一个半接线 220kV 双母线（双母线双分段） 35kV 单母线 －5－

台 数 二次额定电流 12台/每串 1A 3台/间隔 1A 2台/间隔 1A TPY/TPY/0.2S（主变压5P/0.5S（电抗器、电TPY/TPY/5P/0.2S（边） 器进线）； 容器及站用变）； 0.2S//TPY/TPY/5P/TPY/5P/5P/0.2S（出线）； 准确级 0.2S/TPY/TPY（断路TPY/0.2S（中） 5P/5P/0.5（分段、母联）； 器或主变压器管）。 测、计量级可带中间抽头 TPY/TPY/0.5（公共绕组）； 测量级可带中间抽头 测、计量级可带中间抽头 主变压器：3；出线：3； 电抗器、电容器及站中间互感器：7； 二次绕组数量 母联：3；分段：3； 用变：2； 母线互感器：4 公共绕组：3 主变压器：3 二次绕组容量 按计算结果选择 按计算结果选择 按计算结果选择

（2）对电压互感器的要求

电压互感器二次绕组的数量、准确等级应满足电能计量、测量、保护和自动装置的要求。

对500kV一个半断路器接线，每回线路应装设三相电压互感器，母线装设单相电压互感器；对220kV双母线接线，每回线路装设三相电压互感器，母线也装设三相电压互感器；35kV母线装设三相电压互感器。

双重化保护应分别配置独立的电压互感器二次绕组，

故障录波器可与保护共用一个二次绕组。对于Ⅰ、Ⅱ类计费用途的计量装置，设置专用的电压互感器二次绕组。

电压互感器二次负荷一般为10～30VA，也可根据实际负荷需要选择。 计量用电压互感器的准确级，最低要求选0.2级；测量用电压互感器的准确级，最低要求选0.5级；保护用电压互感器的准确级为3P；保护用电压互感器剩余电压绕组的准确级为3P。

电压互感器的二次绕组额定输出，应保证二次负荷在额定输出的25%～100%范围，以保证电压互感器的准确度。

测、计量用电压互感器二次回路允许的电压降应满足不同回路要求；保护用电压互感器二次回路允许的电压降应在互感器负荷最大时不大于额定二次电压的3%。

500kV变电站电压互感器二次参数推荐配置见下表：

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表2.1-2 电压互感器二次参数一览表

电压等级 项目 主接线 台 数 线路外侧：三相 母线：0.5/3P/3P 准确级 线路外侧： 0.50.50.2///(6P)3P3P 线路外侧：三相 母线：0.5/3P/3P/(6P) 母线：0.5/3P/3P/6P 线路外侧： 0.50.50.2///(6P)3P3P 母线：3（4） 线路外侧：3（4） 母线： 500/3/0.1/3/ 母线：4 母线： 35(66)/3/0.1/3500kV 一个半接线 母线：单相 220kV 双母线（双母线双分段） 单母线 母线：三相 母线：三相 35kV 二次绕组数 母线：3 （含平衡绕组） 线路外侧：3（4） 母线： 500/3/0.1/3/额定变比 0.1/3/0.1/3 线路外侧： /0.1/3/(0.1)kV0.1/3/0.1/3 线路外侧： 500/3/0.1/3/0.1/3220/3/0.1/3/0.1//0.1/0.1/3/0.1/3 3/0.1/3/(0.1)kV 母线：10/10/10VA 母线：10/10/10/（10）VA 母线：50/50/50/15VA 二次绕组容量 线路外侧： 10/30/30/（10）VA 线路外侧： 10/30/30/（10）VA 2.1.1.2 状态监测系统

状态监测范围：主变压器、高压并联电抗器、高压组合电器（GIS/HGIS）、高压断路器、金属氧化物避雷器。

状态监测参量：主变压器——油中溶解气体、铁芯接地电流、油中含水量；

高压并联电抗器——油中溶解气体、油中含水量； 500kV高压组合电器（GIS/HGIS）——SF6气体密度； 220kV高压组合电器（GIS/HGIS）——SF6气体密度； 金属氧化物避雷器：泄漏电流、放电次数。

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kVkVkV图2.1-1 500kV智能变电站状态监测系统示意图

2.1.2 电气二次部分

2.1.2.1 系统继电保护及安全自动装置

继电保护及安全自动装置具体配置原则按照《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285-2006）和《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW 441-2010）相关要求执行。

（1）线路保护

1）500kV线路保护配置原则

① 每回500kV线路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线路配置双套远方跳闸保护。远方跳闸保护采用一取一经就地判别方式。

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，过电压保护起动远跳可选择不经断路器开、闭状态控制。

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2）220kV线路保护配置原则

① 每回220kV线路应配置双套完整的、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 每一套220kV线路保护均应含重合闸功能，两套重合闸均应采用一对一起动和断路器控制状态与位置不对应起动方式，不采用两套重合闸相互起动和相互闭锁方式。重合闸可实现单重、三重、禁止和停用方式。

3）线路保护通道组织原则

双重化配置的两套纵联保护的通道应相互独立，传输两套纵联保护信息的通信设备及通信电源也应相互独立。

（2）母线保护

1）500kV母线保护配置原则

每条500kV母线按远景配置双套母线保护，对500kV一个半断路器接线方式，母线保护不设电压闭锁元件。

2）220kV母线保护及断路器失灵保护配置原则

220kV双母线按远景配置双套母线保护。220kV双母线按远景配置双套失灵保护，双套失灵保护功能宜分别含在双套母差保护中，每套线路（或主变压器）保护动作各起动一套失灵保护。

（3）断路器保护

1）500kV断路器保护配置原则

① 一个半断路器接线的500kV断路器保护按断路器单元双重化配置，每台断路器配置一面断路器保护屏（柜）。

当出线设有隔离开关时，应配置双套短引线保护。 ② 220kV母联、分段保护配置原则

220kV的母联、母线分段断路器应按断路器双重化配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护。

（4）故障录波器系统 1）线路故障录波器配置原则

○1 在分散布置的500kV变电站内，按电压等级和网络分散配置故障录波装置；在集中布置的500kV变电站内，按电压等级和网络集中配置故障录

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波装置。每台故障录波装置不应跨接双重化的两个网络。

○2 每套500kV线路故障录波器的录波量配置为48路模拟量、128路开关量；每套220kV线路故障录波器的录波量配置为64路模拟量、128路开关量。

2） 主变压器故障录波器配置原则

○1 主变压器的故障录波器单独按网络配置。主变压器三侧及公共绕组侧的录波信息应统一记录在一面故障录波装置内。每台故障录波装置不应跨接双重化的两个网络。

○2 每套主变压器故障录波器的录波量配置为64路模拟量、128路开关量，满足两台主变压器故障录波的需求。

（5）故障测距系统配置原则

1）500kV系统根据500kV线路情况配置专用故障测距装置。 2）220kV系统线路长度超过50km，或路径地形复杂、巡检不便的线路的，可根据220kV线路情况配置专用故障测距装置。

（6）系统安全自动装置配置原则

根据接入后的系统稳定计算，确定是否配置安全自动装置。 若需，按双重化配置安全自动装置。 （7）保护及故障信息管理子站系统配置原则

按变电站远景规模配置一套保护及故障信息管理系统子站。保护及故障信息管理子站支持DL/T860标准，通过防火墙接入站控层网络收集各保护装置的信息，并通过调度数据网接入调度保护信息管理系统。故障录波器单独组网，接入保护信息子站。

（8）对相关专业的要求 1）对直流电源的要求

双重化的保护需要2组各自独立的直流蓄电池组供电，以实现直流电源方面的双重化。

2）对互感器及合并单元的要求

○1标注配置采用常规电流（压）互感器+合并单元模式

电流互感器：线路保护和母线保护共用电流互感器二次绕组。500kV、220kV线路的两套主保护和500kV、220kV母线的两套保护，按双重化要求需

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2.1.2.3 系统调度自动化配置方案

（1）远动通信设备由计算机监控系统统一配置、组屏。 （2）电能量计量系统设备 变电站配置1面电能计量装置屏。 （3）调度数据通信网络接入设备

远动通道如采用方案一，变电站配置2套电力数据网接入设备；远动通道如采用方案二，变电站配置1套电力数据网接入设备。

每套电力数据网接入设备包含路由器1台和交换机2台。

每套电力数据网接入设备包含完整二次系统安全防护设备，配置纵向IP认证加密装置2台。

每套电力数据网接入设备和二次系统安全防护设备均单独组屏；远动通道如采用方案一，组2面屏；远动通道如采用方案二，组1面屏。

控制区和非控制区的各应用系统之间加装1台硬件防火墙。 （4）相量测量装置

变电站配置1套相量测量装置，包括主屏1面和3面采集屏，每个继电器小室布置1面。采样值采用网络方式传输。

2.1.2.4 变电站自动化系统 （1）管理模式

变电站自动化系统的设备配置和功能要求宜按无人值班模式设计，也可按有（少）人值班模式设计。

变电站自动化系统主要设计原则如下：

1）采用开放式分层分布式网络结构，由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层和过程层设备按工程实际规模配置。

2）变电站自动化系统统一组网，通信规约采用DL/T860通信标准。 3）变电站内信息宜具有共享性和唯一性，变电站自动化系统主站与远动数据传输设备、保护及故障信息管理系统、微机防误系统信息资源共享，不重复采集，节约投资。

4）变电站内由变电站自动化系统完成对全站设备的监控，不再另外设置其它常规的控制屏以及模拟屏。

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5）变电站自动化系统具有与电力调度数据专网的接口，软、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。

6）向调度端上传的保护、远动信息量执行现有相关规程。

7）变电站自动化系统网络安全应严格按照《电力二次系统安全防护规定》来执行。

8）变电站自动化系统应实现全站的防误操作闭锁功能。站控层宜实现顺序控制、智能告警等高级功能。

（2）监控范围

有（少）人值班模式变电站自动化系统的监控范围按照DL/T 5149-2001《220～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》执行。

无人值班模式变电站要求调度端能全面掌握变电站的运行情况，监控范围在有（少）人值班基础上至少还需要增加：

1）站用变、直流系统、逆变电源系统的重要馈线开关状态； 2）变电站内重要房间通风采暖等动力环境； 3）图像监视、红外对射系统等。 （3）系统构成

变电站自动化系统在功能逻辑上宜由站控层、间隔层、过程层组成。 1）站控层由主机、操作员站、远动通信装置、保护故障信息子站和其他各种功能站构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并与远方监控/调度中心通信。

2）间隔层由保护、测控、计量、录波、相量测量等若干个二次子系统组成，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。

3）过程层由互感器、合并单元、智能终端等构成，完成与一次设备相关的功能，包括实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。

（4）系统网络结构 1）站控层网络

站控层网络负责实现站控层设备之间以及与间隔层之间的通信，传输MMS报文和GOOSE报文。

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站控层网络采用双重化星型以太网络。 2） 间隔层网络

间隔层网络负责实现间隔层设备之间、相邻间隔以及间隔层与站控层之间的通信，传输MMS报文、GOOSE报文。在站控层网络失效的情况下，间隔层应能独立完成就地数据采集和控制功能。

间隔层网络采用双重化星形以太网络。 3） 过程层网络（含GOOSE和SV网络）

过程层网络负责实现过程层装置与间隔层设备之间、间隔层设备之间以及过程层设备之间的通信，传输GOOSE报文及采样值报文。

220kV和500kV电压等级过程层网络按电压等级分别配置GOOSE和SV网络，网络采用双重化星形以太网络。

（5）设备配置原则 1）站控层设备配置原则

按照功能分散配置、资源共享、避免设备重复设置的原则，站控层硬件设备由以下几部分组成：

○1 主机、操作员站、工程师站、远动通信设备、智能设备接口及打印机等；其中主机、操作员站、远动通信设备按双机冗余配置。按无人值班模式设计时，主机可兼操作员工作站和工程师站。

站控层数据库建库以及主接线图等宜按变电站远期规模设置参数化，便于以后扩建工程的实施。

○2 网络分析记录装置：按电压等级和网络配置网络报文记录分析装置。 网络报文记录分析装置记录过程层GOOSE、站控层MMS网络的信息。当采样值报文采用网络方式传输时，网络报文记录分析装置记录采样值报文。

当SV或GOOSE接入量较多时，单个网络可配置多台装置。每台网络报文记录分析装置不应跨接双重化的两个网络。

2）间隔层设备配置原则

间隔层包括继电保护、安全自动装置、测控装置、故障录波器及网络分析记录装置、相量测量装置、行波测距装置、电能计量装置等设备。其中继电保护、安全自动装置、故障录波器、相量测量装置、行波测距装置、电能计量装置具体配置原则按照前面相关章节要求执行。

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○1 测控装置

按各期工程规模配置I/O测控装置，根据控制区域分散布置于控制楼以及各电压等级继电器小室。

全站I/O测控单元按断路器回路独立配置，配置原则是测控单元可随一次设备电气间隔的检修而退出运行。

I/O测控单元屏上可配备操作面板，用于对断路器进行控制，也可通过I/O测控单元屏液晶面板操作。

○2 非关口电能计量装置

除关口电能计量点外，其余计量点均为非关口电能计量点。

非关口电能计量装置按单电能表配置，应为全电子式多功能电能表，并具备支持DL/T860的标准接口。

非关口电能表一般采用集中组屏安装方式，每面屏可布置6～9块电能表；当35kV系统采用开关柜布置方式时，非关口电能表一般就地安装在开关柜内。

3）过程层设备配置原则

过程层设备包含智能终端和合并单元，完成变电站断路器、隔离开关的信号采集、处理和控制，以及互感器采样值信息的采集和处理。

○1 智能终端

——220kV～500kV各间隔（除母线外）智能终端冗余配置； ——35kV各间隔智能终端单套配置；

——主变压器各侧智能终端冗余配置；主变压器本体智能终端单套配置；

——各电压等级每段母线智能终端单套配置，若配电装置采用户内开关柜布置时母线不配置智能终端；

○2 合并单元

——同一间隔内的电流互感器和电压互感器宜合用一个合并单元； ——220kV～500kV各间隔合并单元冗余配置； ——35kV各间隔合并单元单套配置；

——主变压器各侧、中性点（或公共绕组）合并单元冗余配置； ——高压并联电抗器首末端电流合并单元、中性点电流合并单元冗余配

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置；

——双母线接线，两段母线按双重化配置两台合并单元；1个半断路器和单母线接线，每段母线配置单套合并单元。

4）网络设备配置原则 ○1 站控层网络交换机

站控层冗余配置2台中心交换机，每台交换机端口数量应满足站控层设备接入需求，按24个100M电口和4个100M光口配置。

○2 间隔层网络交换机

间隔层网络交换机按照继电器室或按电压等级配置，每台交换机端口数量满足间隔层设备接入和与站控层连接需求，按24个100M电口和4个100M光口配置。

○3 过程层网络交换机

按间隔对象分别配置过程层GOOSE和SV网络交换机。

500kV按串配置双重化的交换机，母线配置双重化的根交换机。 220kV按每4台（线路或母联分段）断路器进行分组，每个间隔组配置双重化的交换机，母线配置双重化的根交换机考虑。

每台主变配置双重化的交换机。

35kV电压等级不配置独立的过程层网络。

每台过程层网络交换机的光纤接入数量不超过16对，并配备适量的备用端口，备用端口的预留应考虑虚拟网的划分。

过程层GOOSE网络交换机与智能设备之间的连接及交换机级联端口均采用100M光口。

○4 网络通信介质

主控制室和继电器室内网络通信介质采用超五类屏蔽双绞线；通向户外的通信介质应采用光缆。

采样值和保护GOOSE报文的传输介质采用光缆，光纤连接宜采用1310nm多模ST光纤接口。

（6）与其他设备接口

其他智能设备主要包括一体化电源系统（交流系统、直流系统、UPS系统）、智能辅助控制系统及主要设备在线监测系统等。其他智能设备应采用符

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采用一体化电源时，全站直流电气负荷共享直流电源的蓄电池组。蓄电池容量按2小时事故放电时间计算。

3）充电装置台数及型式

直流系统宜采用高频开关充电装置，配置2套，模块N+1；也可3套。 4）直流系统接线方式

直流系统应采用两段单母线接线，两段直流母线之间应设置联络开关。每组蓄电池及其充电装置应分别接入不同母线段。

直流系统接线，应满足正常运行时两段母线切换时不中断供电的要求，切换过程中允许2 组蓄电池短时并列运行。

每组蓄电池均应设有专用的试验放电回路。试验放电设备宜经隔离和保护电器直接与蓄电池组出口回路并接。

5）直流系统供电方式

直流系统采用主分屏两级方式，辐射型供电。

根据直流负荷分布情况，在负荷集中区设置直流分屏（柜），各单元的测控、保护、故障录波、自动装置等负荷均从直流分屏（柜）引接。直流馈线屏（柜）至每面分屏（柜）每段各引一路电源。

馈线开关宜选用专用直流空气开关，分馈线开关与总开关之间至少应保证3～4级级差。

6）直流系统设备布置

蓄电池应采用框架安装方式布置于专用蓄电池室，两组蓄电池之间应增加防火隔墙。

直流系统主馈屏（柜）和充电装置应靠近负荷中心，布置在专用直流室或继电器小室内。

7）其它设备配置

每套充电装置配置一套微机监控单元，根据直流系统运行状态，综合分析各种数据和信息，对整个系统实施控制和管理，并通过DL/T 860通信规约将信息上传至一体化电源系统的总监控装置。直流系统的重要信息通过硬接点方式接入站内监控系统。

每套蓄电池配置一套蓄电池巡检仪，检测蓄电池单体运行工况，对蓄电池充、放电进行动态管理。

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在直流主馈屏（柜）和分屏（柜）上装设直流绝缘监察装置，在线监视直流母线的电压，过高或过低时均发出报警信号。包括检测直流馈线的接地情况。

蓄电池出口，充电装置直流侧出口回路、直流馈线回路和蓄电池试验放电回路，应装设保护电器。蓄电池出口保护电器可采用熔断器，其它保护电器宜采用专用直流空气开关，分馈线开关与总开关之间至少保证3～4级级差。

直流分电屏（柜）应装设母线电压表。 （2）交流不停电电源系统配置原则

500kV变电站宜配置两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。

（3）一体化电源监控部分

一体化监控装置通过总线方式与各子电源监控单元通信，各子电源监控单元与成套装置中各监控模块通信，一体化监控装置以DL/T860标准协议接入计算机监控系统，实现对一体化电源系统的数据采集和集中管理。监控装置应具有监视交流电源进线开关、交流电源母联开关、直流电源交流进线开关、充电装置输出开关、蓄电池组输出保护电器、直流母联开关、交流不间断电源输入开关状态及站用交流电源、直流电源、蓄电池组、交流不间断电源（UPS）等设备的运行参数的功能；应具有控制交流电源切换、充电装置充电方式转换及上述所列开关投切等的功能。

1）交流电源监控

设置2个进线监控模块实现进线电源监控和备用电源自动投切功能，每面馈线柜根据馈线数量和重要性设置1～2个馈线监控模块，设置交流总监控模块，进线监控模块和馈线监控模块通过总线方式与交流总监控模块通信上传信息，并接收交流总监控模块下达的控制指令。

2）直流电源监控

直流电源中每套充电装置配置1台直流监控装置，每组蓄电池配置1套在线监测装置，每面馈线柜根据馈线数量设置2～3个馈线监测模块，每面馈线柜配置1台直流绝缘检测装置。蓄电池在线监测装置、馈线监测模块、直流绝缘检测装置通过总线方式与直流监控装置通信上传信息，直流监控装置可以实现数据的分析、处理，并通过网口方式接入一体化监控装置。

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3）UPS电源监控

设置逆变电源监控模块，实现对逆变电源的监控和管理，并通过网口方式接入一体化监控装置。

（4）配置方案

交直流一体化电源系统具体配置如下：

名 称 智能站用交流配电柜 高频开关电源充电柜 直流电源馈电柜 型 号 及 规 范 含2套交流电源监控单元 每面含8个20A充电模块，1套直流电源监控单元 每面含1套绝缘监测装置 数量 5面 3面 按3套高频开关充电装置配置 备 注 14面 2组 带组架 2套 2面 2台主机并机运行 1套 阀控式密封铅酸蓄电池组 GFM-800Ah，每套104只 蓄电池巡检装置 逆变电源柜 一体化监控装置 每面配置1台10kVA主机 2.1.2.7 其他二次系统

（1）全站时间同步系统配置原则

变电站配置一套公用的时钟同步系统，主时钟应双重化配置，另配置扩展装置实现站内所有对时设备的软、硬对时。支持北斗系统和GPS系统单向标准授时信号，优先采用北斗系统，时钟同步精度和守时精度满足站内所有设备的对时精度要求。扩展装置的数量应根据二次设备的布置及工程规模确定。该系统宜预留与地基时钟源接口。

时间同步系统对时范围：监控系统站控层设备、保护及故障信息管理子站、保护装置、测控装置、故障录波装置、故障测距、相量测量装置、合并单元及站内其他智能设备等。

站控层设备采用SNTP对时方式。

间隔层和过程层设备采用IRIG-B（DC）时码、1PPS时间方式，条件具备时可采用IEC61588网络对时。

（2）智能辅助控制系统

全站配置一套智能辅助控制系统实现视频安全监视、火灾报警、消防、

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灯光和通风等系统的智能联动控制，实时接收各终端装置上传的各种模拟量、开关量及视频图像信号，分类存储各类信息并进行分析、计算、判断、统计和其它处理。

智能辅助控制系统包括视频智能辅助系统综合监控平台、图像监视及安全警卫子系统、火灾自动报警及消防子系统、环境监视子系统等。

1）图像监视及安全警卫子系统配置原则

为保证变电站安全运行，便于运行维护管理，在500kV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。

2） 火灾自动报警子系统配置原则

500kV变电站应设置一套火灾自动报警系统，火灾自动报警系统设备包括火灾报警控制器、探测器、控制模块、信号模块、手动报警按钮等。

3） 环境信息采集设备配置原则

环境信息采集设备包括环境数据处理单元、温度传感器、湿度传感器、风速传感器（可选）、水浸探头（可选）、SF6探测器等。

4） 智能辅助系统综合平台

智能变电站辅助系统综合监控平台主要考虑对全站主要电气设备、关键设备安装地点以及周围环境进行全天候的状态监视，以满足电力系统安全生产所需的监视设备关键部位的要求，同时该平台可满足变电站安全警卫的要求。

辅助系统综合监控平台以网络通信（DL/T860协议）为核心，完成站端视频、环境数据、安全警卫信息、人员出入信息、火灾报警信息的采集和监控，并将以上信息远传到监控中心或调度中心。

辅助系统综合监控平台应预留和火灾自动报警系统、消防子系统的通信接口，通过和其他辅助子系统的通讯，应能实现用户自定义的设备联动，包括火灾消防、SF6监测、环境监测、报警等相关设备联动。

2.1.2.8 二次设备组柜及布置 （1）二次设备组屏（柜）

变电站内系统继电保护设备、系统调度自动化设备、变电站自动化系统设备、元件保护及自动装置及其他二次系统设备组屏方案遵循《国家电网公司输变电工程通用设计-110（66）～500kV变电站分册》相关章节执行，在

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此不再赘述。

（2）二次设备布置

全站二次设备采用分散布置方式。

站控层设备布置于主控通信楼二层计算机室；间隔层设备按电压等级分散布置于继电器小室；过程层设备分散布置于配电装置场地智能组件柜内。

2.1.3 通信部分 2.1.3.1 电话系统

站内调度电话按照传统程控交换系统考虑，配置调度程控交换机，并满足山东电力调度交换组网要求。

站内行政电话按照软交换系统考虑，配置行政电话接入设备。 站内布置当地市话。 2.1.3.2 综合数据网

站内配置综合数据通信网设备（包含路由器、交换机、网络配线单元等）。 2.1.3.3 通信电源

宜配置2套完整的通信电源系统，每套电源系统包括1套高频开关电源、1组蓄电池及1面直流分配屏；

也可采用全站一体化电源系统，配置2套独立的DC/DC直流模块以及通信直流配电屏；一体化电源系统中，蓄电池容量通信符合按4小时事故放电时间计算。

2.1.3.4 通信监控

站内采用一体化监控系统，不设独立通信监控。 2.1.3.5 保护与通信设备连接

通信机房至站内配电区各继电器室均敷设3条48芯单模光缆，两端配置独立保护用光纤配线屏及相应ODF单元。

2.1.3.6 通信机房

宜设置独立通信机房，也可与二次设备统一布置；通信机房应按变电站终期规模考虑其面积，一般为35～45个屏（柜）位。

2.1.3.7 综合布线系统 站内考虑配置综合布线系统。

2.2 220kV变电站智能化标准配置方案

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2.2.1 电气一次部分 2.2.1.1 互感器选择 （1）对电流互感器的要求

电流互感器二次绕组的数量和准确级应满足继电保护、自动装置、电能计量和测量仪表的要求。

保护用电流互感器的配置应避免出现主保护死区。

对中性点有效接地系统（220kV、110kV）电流互感器宜按三相配置；对中性点非有效接地系统（35kV），按三相配置。

双重化保护应分别配置独立的电流互感器二次绕组；单套配置的保护应使用专用的二次绕组；故障录波器、故障测距装置、母线保护与线路保护共用一个二次绕组；测量、计量共用一个二次绕组。

电流互感器二次额定电流采用5A，其额定二次负荷一般为40～50VA，但应按实际负荷进行校核，其下限负荷按3.75VA选取。

测量、计量用电流互感器绕组准确级应采用0.2S级。为保证二次电流在合适的范围内，可采用复式变比或二次绕组带抽头的电流互感器。

保护用的电流互感器准确级：变压器主回路、110kV及以上电压线路宜采用5P级电流互感器，其他回路可采用10P级电流互感器。P类保护用电流互感器应考虑满足复合误差要求的准确限值倍数。

220kV 变电站电流互感器二次参数配置见下表： 表2.2-1 电流互感器二次参数一览表

电压等级 项目 主接线 台 数 二次额定电流 220kV 双母线 （双母线刀闸分段） 3台/间隔 5A 110kV 双母线 （双母线刀闸分段） 3台/间隔 5A 35kV 单母线分段 3台/间隔 5A 准确级 5P/0.2S（出线、电抗器、5P/5P/0.2S（主变压器5P/5P/0.2S（出线、主电容器及站用变）； 进线）； 变压器进线）； 5P/5P/0.2S（主变压器进5P/0.2S（出线）； 5P/5P/0.5（母联）； 线）； 5P/0.5（母联）； 测、计量级可带中间抽头 5P/0.5（分段）； 测、计量级可带中间抽头 测量级可带中间抽头

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出线、主变压器进线、主变压器：3； 二次绕组数量 母联：3 出线、母联：2； 二次绕组容量 按计算结果选择 按计算结果选择 出线、分段、电抗器、电容器及站用变：2； 主变压器：3 按计算结果选择

（2）对电压互感器的要求

电压互感器二次绕组的数量、准确等级应满足电能计量、测量、保护和自动装置的要求。

220kV及以下电压的双母线接线，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，电压互感器宜采用电容式电压互感器。220kV采用双母线接线时，也可在每回进出线装设三相电压互感器。

双重化保护应分别配置独立的电压互感器二次绕组，故障录波器可与保护共用一个二次绕组。对于Ⅰ、Ⅱ类计费用途的计量装置，宜置专用的电压互感器二次绕组。保护用电压互感器一般设有剩余电压绕组，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，准确级宜选0.2级；测量与保护Ⅰ共用一个二次绕组，准确级宜选0.5（3P）级；保护Ⅱ采用独立的电压互感器二次绕组，准确级宜选0.5（3P）；保护用电压互感器剩余电压绕组的准确级为3P。

电压互感器的二次绕组额定输出，应保证二次负荷在额定输出的25%～100%范围，以保证电压互感器的准确度。

测、计量用电压互感器二次回路允许的电压降应不大于其额定二次电压的1%～3%；Ⅰ、Ⅱ类计费用途的电能计量装置用电压互感器二次回路允许的电压降应不大于其额定二次电压的0.2%，其他电能计量装置用电压互感器二次回路允许的电压降应不大于其额定二次电压的0.5%；保护用电压互感器二次回路允许的电压降应在互感器负荷最大时不大于额定电压的3%。

220kV 变电站电压互感器二次参数推荐配置见下表： 表2.2-2 电压互感器二次参数一览表

电压等级 项目

220kV 110kV 35kV －32－

电压等级 项目 主接线 220kV 110kV 35kV 双母线（双母线刀闸分段） 双母线（双母线刀闸分段） 单母线分段 母线：三相 母线：三相 线路外侧：单相 进线侧：三相 母线：三相 母线：0.2/0.5（3P）/3P 母线：3 3台数 线路外侧：三相 进线侧：三相 准确级 母线：0.2/0.5（3P）/0.5母线：0.2/0.5（3P）/3P （3P）/3P 线路外侧：0.2/0.5（3P）线路外侧：0.5（3P）/3P /0.5（3P）/3P 进线侧：0.2/0.5（3P）进线侧：0.2/0.5（3P）/0.5（3P）/3P /0.5（3P）/3P 母线：4 母线：3 线路外侧：2 进线侧：4 母线： 110/3/0.1/3/0.1kV 线路外侧： 110/3/0.1/二次绕组数 线路外侧：4 （含平衡绕组） 进线侧：4 母线： 220/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3/0.1kV 线路外侧： 220/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3/0.1kV 进线侧： 220/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3/0.1kV 母线：15/15/15/15VA 额定变比 母线： /0.1/35/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3kV 3/0.1kV 额定变比 进线侧： 110/3/0.1/3/0.1/ 3/0.1/3/0.1kV 母线：15/15/15VA 母线：40/40/30VA 二次绕组容量 线路外侧：15/15/15/15VA 线路外侧：15/15VA 进线侧：15/15/15/15VA 进线侧：15/15/15/15VA

2.2.1.2 状态监测系统

状态监测范围：主变压器、高压组合电器（GIS/HGIS）、金属氧化物避雷器。

状态监测参量：主变压器——油中溶解气体、铁芯接地电流； 220kV高压组合电器（GIS/HGIS）——SF6气体密度； 金属氧化物避雷器：泄漏电流、放电次数。

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状态监测拓扑图如下：

kVkV

2.2.2 电气二次部分

2.2.2.1 系统继电保护及安全自动装置

继电保护及安全自动装置具体配置原则按照《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285-2006）和《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW 441-2010）相关要求执行。

（1）线路保护

1）220kV线路保护配置原则

○1 每回220kV线路应配置双套完整的、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 每一套220kV线路保护均应含重合闸功能，两套重合闸均应采用一对一起动和断路器控制状态与位置不对应起动方式，不采用两套重合闸相互起动和相互闭锁方式。重合闸可实现单重、三重、禁止和停用方式。

2）220kV线路保护通道组织原则

双重化配置的两套纵联保护的通道应相互独立，传输两套纵联保护信息的通信设备及通信电源也应相互独立。

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3）110kV线路保护配置原则

110kV线路应配置一套线路保护，每套保护均具有完整的后备保护。110kV线路保护均应含三相一次重合闸功能。重合闸可实现三重和停用方式。

（2）母线保护

1）220kV母线保护及断路器失灵保护配置原则

220kV双母线按远景配置双套母线保护。220kV双母线按远景配置双套失灵保护，双套失灵保护功能宜分别含在双套母差保护中，每套线路（或主变压器）保护动作各起动一套失灵保护。

2）110kV母线保护配置原则

110kV母线宜按远景配置单套母线保护。 （3）断路器保护

1）220kV母联、分段保护配置原则

220kV的母联、母线分段断路器应按断路器双重化配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护。

2）110kV母联、分段保护配置原则

○1 110kV母联、母线分段断路器应按断路器配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护。

○2 110kV母联、母线分段断路器条件具备时，可选用保护测控一体化装置。

（4）故障录波器系统 1） 线路故障录波器配置原则

○1 在分散布置的220kV变电站内，按电压等级和网络分散配置故障录波装置；在集中布置的220kV变电站内，按电压等级和网络集中配置故障录波装置。每台故障录波装置不应跨接双重化的两个网络。

○2 每套220kV线路故障录波器的录波量配置为64路模拟量、128路开关量；每套110kV线路故障录波器的录波量配置为64路模拟量、128路开关量。

2） 主变压器故障录波器配置原则

○1 主变压器的故障录波器单独按网络配置。主变压器三侧及公共绕组侧的录波信息应统一记录在一面故障录波装置内。每台故障录波装置不应跨

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