第一篇：35KV变电站典型设计图讲解（最终版）

北京德威特电力系统自动化有限公司 DV110105 图册编号:

工程名称:内蒙呼市和林新营子变电站扩建 工程

合同编号:02B086 设计阶段:施工图设计

图册名称:内蒙呼市和林新营子变电站扩建工程 审定: 审核: 校对: 设计: 202_年6月10日 第1张共50张 电气图纸(文件目录 序

图纸文件名称或内容图号数量备注 号 1 封面 1 2 图纸目录 1 3 图纸说明 1 4 DVPS-600变电站综合自动化系统配置图02B086BSJK0-1 2 5 屏柜平面布置总图02B086BSJK0-2 4 6 中央信号测控接线图02B086BSJK0-3 2 7 公共端子排图02B086BSJK0-4 1 8 小母线布置图02B086BSJK0-5 1 9 35/10kV主变保护监控接线图02B086BSJK0-6 13 10 35kV出线保护监控接线图02B086BSJK0-7 4 11 10kV出线保护监控接线图02B086BSJK0-8 4 12 电容器保护监控接线图02B086BSJK0-9 4 13 母线分段保护监控接线图02B086BSJK0-10 4 14 微机消谐记录装置接线图02B086BSJK0-11 1 15 母线电压互感器接线图02B086BSJK0-12 3 16 控制及转换开关接点图附页 1 17 设备表 1

第2张共50张 设计说明 一:设计依据

根据呼和浩特市供电局设计所同北京德威特电力系统自动化有限公司签订的技术协议及提供的有关技术要求进行设计。

二:设计范围

根据甲方提供图纸及技术资料,按照合同所列设备进行设计。本次设计为呼和浩特市和林新营子变电站扩建工程的保护监控部分。三:标准

设计按本企业标准及国家有关电力行业标准进行。四:说明

1.本系统设计所有事故及报警音响均通过CAN网络由微机中央 信号监控装置发出。

2.本图仅供参考不指导现场施工。第3张共50张 设 备 表 编 号

名 称 型 号 规 格 数 量设 备 位 置 备注 微机线路保护监 控装置

DVP-632 100/5-220 1 2 微机线路保护监 控装置

DVP-631 100/5-220 4 3 微机中央信号监 控装置

DVP-601 100/5-220 1 4 微机PT监控装 置

DVP-671 100/5-220 1 5 主变差动保护装 置

DVP-625 100/5-220 1 6 主变后备保护监 控装置

DVP-626 100/5-220 1 7 非电量保护装置 DVP-606 1 微机电容器保护 监控装置

DVP-641 100/5-220 1 9 连接片 JL1-2.5/2 40 10 切换片 JL1-2.5/3 3 11 熔断器 RT18-32X/6A 46 12 标签框 F31-20/50BH 140 13 控制开关 LW2-Z-1a.4.6a.40.20.4/ F8 5 14 控制开关 LW2-Z-1a.4.6a.40.20/F8 3 15 按钮 LA38-22/208 DC250V 2 绿色 16 按钮 LA38-20/208 DC250V 13 绿色 17 电铃 UZC4-3 DC220V 1 18 电喇叭 DDZ-1 DC220V 1 19 中间继电器 DZY-213 DC220V 1 20 切换开关 K22-33X2A/K 10 21 切换开关 K22-11X2A/K 1 22 信号灯 AD11-22/21-8GZK

DC220V 16 红绿 各半 信号灯 AD11-22/21-8GZK DC220V 1 白色 小母线支架 108 25 小母线 26

第二篇：10 kV配电柜典型设备风险及防范措施

kV配电柜典型设备风险及防范措施

摘 要：针对10 kV配电柜（下面简称“配电柜”）的运行需求，结合其结构组成、运行和管理环境对其生命周期中的风险进行了分析，并提出了一些故障防范措施。通过对配电柜关键危害因素的控制，达到预防设备故障，提高运行过程中的安全稳定性，并在发生故障时，能够快速查找并修复的目的。最后提出了设备智能运行和管理的新方向。

关键词：10 kV配电柜；生命周期；设备风险；防范措施

中图分类号：TM642 文献标识码：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.202_.03.077

现状

随着城市用地紧张，承包商成本、负荷的逐年递增和人们安全用电需求等客观因素的影响，10 kV配电线路设备的运行环境逐步由开放向封闭环境转变。在设备生产环节，配电设备逐步向大容量、高分断、小型化、精密化、拓展功能多样化发展。在运行环节，配电设备的运行环境劣化，突发问题与安全可靠运行需求之间的矛盾日益突出。配电柜作为10 kV线路的重要组成部分，承担着正常线路的投入、退出以及故障的排除等功能，对线路起着保护作用，目前也面临着类似的处境，所以要综合控制关键因素，加强对设备风险的分析，提高故障排查和防范能力。10 kV配电柜常见危害与风险 kV配电柜主要由柜体（包括柜体、母排、接地）、开关操作机构、二次线路和监控机构三大部分构成。配电柜种类分为固定式和抽出式两种。根据设备生命周期的定义，配电柜的生命周期主要经历设计、制造、运输、安装、运行、报废六个阶段。造成配电柜危害主要有设计安装不当、绝缘损坏、操作机构失灵、安全净距离不足、散热不足、过负荷、二次线路损坏、雷击或者过电压、人为操作不当等原因。以下就设备本身、外环境造成的较为典型的几类故障进行风险分析。

2.1 柜体结构风险

目前，配电柜柜体普遍由冷轧钢板制成，厚度在1.5 mm以上。有效保障配电柜的强度，在柜体表面进行喷漆处理，有助于保护配电柜不被腐蚀。内部利用导轨来安装电气元件，保证接线端子与金属外壳之间有足够的距离。安装母排时，应用阻燃液等绝缘材料对其进行固定，以满足耐火耐热要求。在设计和制造阶段，设计和制造商出于降低制造成本和节约空间考虑，柜内空间往往偏小，限制了电气元件安装、运行的空间，安全净距离小，所以柜体本身存在的故障风险相对较低，但也留下了较大的安全隐患。

2.2 操作机构和电气元件风险

在配电柜中，各级真空断路器是进出线的主开关，起着分合负荷的作用。一些小型的断路器具有短路或保护其他用电器的作用，漏电断路器可以对漏电设备进行保护，配电柜中的内装元件一般选用符合国家相关规定的元件，以尽量减少故障的发生。操作机构和电气元件风险主要有：①在配电柜运行的初期阶段，最容易发生故障的就是前后级保护特性协调环节。其次，在制造阶段，配电柜大多是中置式，但在安装以后，箱体处于密封状态，散热性不是很好。另外，如果安装电气元件时采用的是并排模式，那么就与正常情况下所要求的条件不符。②在运行阶段，由于运行时间过长、操作频繁等原因，操作机构失效、元件和绝缘老化（例如开关失灵、触点松脱、开关等元件老化）往往是造成配电柜故障的主要原因。③在运行阶段，由于积尘、潮湿、腐蚀等原因，也会造成故障。④避雷器、电缆头等附件，由于制作质量、施工质量问题，造成故障的概率也非常大，所以操作机构和电气元件存在的故障风险较高。

2.3 导体连接风险

一方面，配电柜内部的一次和二次连接导体本身要有足够的机械和电气强度、绝缘性；另一方面，设置接地的导体对每一个回路中的保护接地线来说，都要连接到汇流排中，并做好相应的标志。断路器的发热与导体之间有着紧密联系，由于配电柜中的封闭性较高，导致散热性能不好，所以在工作过程中温升就比较快，从而难以确保导体正常的工作环境。在运行阶段，长期受高温运行环境和电冲击等因素的影响，容易造成绝缘损坏，最终造成故障，所以导体连接存在的故障风险也不容忽视。

2.4 外环境风险

对于配电柜，外环境存在着雷击和操作过电压（内部过电压）危害，操作过电压一般是由电气事故或者电气误操作所引起的，其中，操作过电压可升高到正常相电压的2～5倍，雷击或其感应电压可达上百万伏，虽然有接地保护，但一旦配电柜中绝缘性能较差的部位遭受瞬间过电压，也很容易造成故障。配电柜接地系统一般是固定的，很少出现损坏并引发故障。配电网系统中经常会出现人为的电气误操作事故，所以预防电气误操作，需要系统性地规范配电柜的安装设置、运行、操作管理。10 kV配电柜故障防范措施

3.1 提高10 kV配电柜绝缘性能

首先，配电柜必须进行电气试验，在竣工验收合格后，才能正式投运。其次，有时候配电柜中所安装的电气元件与电网中需要的参数不相符，既不利于组合，还有可能降低绝缘性能，因此在各级开关的选用上，要注意其过流能力，防止过流跳闸或者长期工作烧毁。另外，对于绝缘体的设计，除了要满足工作过程中应承受的强度要求之外，还需要承受得住工作过程中的电压。

3.2 优化运行环境

在设计阶段，考虑到空间小、散热不足等环境危害因素的影响，要在条件允许的情况下，优先选用空间足够大的配电柜。虽然柜体、元件都是耐火耐热材料，但在长期高温、高电压的工作环境下，材料容易发生疲劳和老化，所以及时散热非常重要，尽量优先选用具备散热功能的配电柜。在运行阶段，由于积尘会影响设备散热、造成绝缘层腐蚀，所以在线路停电检修期间，要及时对配电柜进行除尘，使用酒精重点将母排、操作机构等部位擦拭干净。

3.3 实施风险评估与利用工程改造

由于在配电网设备中，配电柜的造价、维护成本相对较高，更新换代也相对较慢，所以目前配电网中不同厂家、不同类型的配电柜都有，质量参差不齐，这是配电网安全运行的薄弱环节之一。在运行阶段，除对旧配电柜每年开展常态设备状态评价外，在高温高负荷、保供电等特殊时期，有必要对其开展有针对性的风险评估工作，配套开展测温、测负荷、局部放电测试等检查工作。对于设备风险级别较高的，要采取适当的临时措施，并制订更换计划。另外，定检预试工作往往容易被忽略，根据规定，配电柜试验周期为母线联络断路器柜、主变低压侧断路器柜、电容器组断路器柜每3年1次，其余每6年1次。

3.4 完善防误操作装置

为防止电气误操作，现在所使用的配电柜中安装了各种各样的防误装置，防误操作装置的设置与管理要始终贯穿配电柜的整个生命周期。对规范防止电气误操作闭锁装置的现场运行管理，防误操作装置的管理措施包括：防误装置维护，防误装置验收、投运和停运，防误装置台账及技术档案，现场运行的巡视管理，正常操作解锁、特殊情况下解除防误闭锁装置的报告和许可。

3.5 实现设备与操作的规范化

配电柜作为配电网的重要组成部分，在设备设置、管理与操作上有着严格的要求。一方面，在设备的安装、运行阶段，要满足安全、健康与环境的规范化要求，实现设备安装位置、接线方式、标识、档案资料、巡视、维护、消缺、改造的规范化；另一方面，在运行阶段，电气操作要严格遵守规章制度，完善防止误操作的各项规章制，提高操作人员的敬业精神、技术能力和心理素质。结束语

随着智能配电网的建设，10 kV配电柜在制造材料、结构、功能、运行环境、管理水平方面日益得到完善，有效降低了配电柜设备风险，但预防设备故障和快速排查故障依然是降低配电柜故障损失的一种重要手段。

参考文献

[1]刘理.关于配电房高低压配电柜的优化选择[J].科技风，202_（19）：84-85.〔编辑：王霞〕

第三篇：110kV变电站典型设计

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202_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。110kV变电站典型设计应用实列

海阳市供电公司202_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 11032-202_《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。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

第四篇：变电站典型设计情况介绍

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变电站典型设计情况介绍

江苏省电力设计院 褚农

摘要：本文介绍了 220（110）kV 变电站典型设计在江苏省电力系统的推广应用情况，并重 点介绍了国家电网公司 500（330）kV 变电站典型设计情况。1 概述 开展典型设计工作，是贯彻落实国家电网公司“一强三优”战略的一项工作，是统一公 司工程建设标准、规范管理的重要手段。国网公司典型设计从变电站入手，全面推行。计划 202_ 年上半年完成 500kV 及 330kV 变电 站的典型设计，下半年开始试行；年内要完成 220kV 及 110kV 变电站的典型设计。并在公司 系统新建工程中全部推广应用。江苏省电力公司为了适应地方经济发展需要，并实现电网效益的最大化，从 202_ 年开始开 展 220kV 及 110kV 变电站的典型设计，并着力于推广应用工作。两年多来的应用实践证明，这一举措是成功的。本文先就江苏省推广应用 220kV 及 110kV 变电站的典型设计的情况作简要介绍，然后介绍国 网公司 500kV（330）kV 变电站典型设计的情况。2 江苏省公司 220kV 及 110kV 变电站的典型设计 2.1 编制过程 220kV（110kV）变电站典型设计的编制工作分三个阶段进行。第一阶段：搜资调研，确定典设主要设计原则。我院在对江苏变电站设计进行统计梳理的同时，还赴与江苏经济同样发达的省市学习调 研，取长补短；对一些争议较大的技术问题进行专题调研分析。共完成调研报告和专题报告 8 篇，有《广东地区搜资调查报告》、《上海地区搜资调查报告》、《取消旁路母线专题报 告》、《变电站计算机监控系统与“五防”装置设计专题报告》、《直流系统额定电压选取 专题报告》、《PASS 及 COMPASS 调研报告》、《110kV 自冷和风冷变压器选型》、《环保型 自动灭火系统调研报告》。通过搜资调研为典型设计提供真实可靠的依据。原则主要包括编制深度、应用范围、规模区间、短路电流控制水平、设备水平以及运行管理 模式等。《典型设计主要设计原则（初稿）》完成后，省公司组织了公司本部有关部门、我 院典设组成员和 13 个地市供电公司总工程师以及生技、基建、调度部门负责人进行了座谈，广泛听取意见、了解需求。第二阶段：编制和审定典设的设计方案和技术条件书。根据第一阶段确定的主要设计原则，我们编制了专题报告，进行了分析论证，提出了典 设方案的推荐意见及相应的技术条件书。技术条件书主要包括各电压等级的电气主接线形 式、配电装置形式、出线回路数及引出方式、主变压器形式、无功补偿配置方式、监控及保 护配置方式、所用交流及直流电源配置方式和主变压器消防措施等。第三阶段：编制完成变电站典型设计。根据确定的编制方案及技术条件书，对技术方案进行全面的论述和定量计算，选定主要 设备参数。各方案的初步设计文件包括设计说明书、设计图纸、主要设备清册及概算书等。省公司先后对典型设计的送审版和批准版进行评审，通过评审确定了今后新建变电站的接 线、配电装置、监控方案、控制楼面积及概算指标等主要原则和典设中的基本模块。典型设 计的批准版由省公司总经理作序出版，并印发执行。2.2 变电站主要设计原则和方案 变电站典型设计总体设计原则为：（1）典型设计贯彻“安全、可靠、经济、适用”的设计原则。（2）考虑到江苏在经济、技术等方面处于国内领先位置，设计上将体现先进性，技术上 适度超前。（3）除遵循部标 SDJ2-88 《220kV~500kV 变电站设计规程》 DL/T 5103-1999、《35kV~110kV 无人值班变电所设计规程》及其它有关规程规范外，还应符合省电力公司编制的《江苏省 35kV~220kV 变电站设计技术导则》等有关规定。根据江苏地区的特点，变电站设计类型既可按照负荷密集程度进行划分，也可按照变电站所在地 区划分。为使典设各方案具有广泛的代表性，我们针对本省特点，220kV 变电站提出 A（负荷密集 地区）、B（一般地区）、C（城市地区）三大类共计 8 个变电站设计方案、11 个建筑方案。110kV 变电站提出了 A（主变及高压配电装置户外布置、中压配电装置户内布置）、B（主变户外布置、配电装置户内布置）、C（全户内布置）三大类共计 8 个方案。各方案组合及其主要技术条件见附 表 1～2。2.3 设计特点和应用情况 变电站典型设计适用于江苏省大部分 220kV 和 110kV 变电站，并且作为变电站的设计规范，被纳入省公司的企业标准。典设自 202_ 年底执行以来，在电网建设工作中发挥了较大效益，江苏 省 202_ 年投运的 27 个新建 220kV 变电站，202_ 年和 202_ 年即将投运的 73 个新建 220kV 变电站，均采用了典型设计。110kV 变电站典型设计应用范围更为广泛。(1）典型设计具有模块化设计的特点，配电装置、控制楼、概算等都具有一定的独立性，对 不同规模的变电站的初步设计，可以根据工程建设规模，以典型设计作为修正模块进行调整。（2）典型设计中的概算模块比较全面、客观，成为省公司编制上报项目建议书时的依据。（3）典型设计中无法统一的个性化的方面，如主变调相调压计算、系统保护通信方案、短路 电流核算、地基处理、各级电压出线方向以及总平面布置方案等仍需单独设计。（4）典型设计的编制过程是统一标准和统一认知的过程。广泛听取设计、建设、生产及调度 各方面的意见的基础上，领导参与指导和决策，有利于统一意见，把典型设计提升为企业标准。（5）典型设计提高了工作效率，保证了工作质量。典型设计不是设计的参考，而是设计的标 准。因此，典型设计的推广应用减少了专业协调的工作量，使设计专业之间的协调流畅，工作效 率大大提高。（6）典型设计的应用提高了初步设计审查效率。审查会上主要讨论具体设计方案与典设方案 的不同之处。减少了大量重复的讨论和无谓的扯皮。初设修改和批文下达时间也大大缩短，也为 设备招投标创造了良好条件。（7）以典设为基础的初设方案，其工程造价与典设方案出入不大，更易于控制工程造价的总 投资，避免了工程造价出现大起大落的现象。（8）为使各设计院会用或愿意用典型设计，省公司组织多次典型设计宣贯活动，请典设编制 人员介绍设计原则、方案组合、适时条件和使用方法。（9）典型设计需要不断优化和完善。随着我国经济体制改革的不断深化，电力技术的不断进 步，典型设计也应随之进行滚动修改，进一步优化。3 国家电网公司 500（330）kV 变电站典型设计的情况 3.1 任务的提出及工作过程 刘振亚总经理在国家电网公司 202_ 年工作报告中提出：推行电网标准化建设。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。郑宝森副总经理在国家电网公司 202_ 年基建工作报告中提出：以典型设计为导向，促进技术 进步和提高集约化管理水平。202_ 年 1 月 28 日由国网公司基建部提出典型设计工作大纲； 2 月 5 日由基建部和顾问集团公司共同完成典型设计招标文件； 2 月 6 日在北京招标文件发布，共邀请 13 家设计院参加投标； 2 月 28 日前各投标设计院完成典型设计标书，28 日在北京开标； 3 月 4 日完成评标及定标工作，4 日在北京召开中标发布会，共有 5 家设计院中标，分别是华 东电力设计院、江苏省电力设计院、中南电力设计院、西北电力设计院、华北电力设计院。相继成立了“国家电网公司 500（330）kV 变电站典型设计工作组”，组长单位为国家电网 公司基建部；副组长单位为中国电力工程顾问集团公司；成员单位有华东院、江苏院、中南院、西北院、华北院。根据各院特点，工作组进行了设计分工： 华东院负责主设备为 GIS 方案的设计，并负责华东地区 500kV 变电站情况的调研工作； 江苏院负责主设备为 HGIS 方案的设计，并负责南方电网公司 500kV 变电站情况的调研工作；

中南院负责主设备为瓷柱式方案的设计，并负责华中地区 500kV 变电站情况的调研工作； 华北院负责主设备为落地罐式方案的设计，并负责华北地区 500kV 变电站情况的调研工作； 西北院负责 330kV 变电站方案的设计，并负责西北地区 330kV 变电站情况的调研工作。面对典设工作面广量大、情况复杂、时间紧，国网公司基建部很抓落实，及时组织召开了多 次设计协调会，基本上两星期开一次协调会。3 月 4 日中标发布会上明确分工，布置任务。3 月 18 日于苏州召开第一次协调会，会议就典型设计目的、原则、技术条件、工作进度、调 研分工等有关问题，一次、二次、土建、水工、暖通、技经等专业的设计原则和深度要求进行了 认真的讨论，并形成初步意见。4 月 5 日于北京召开第二次协调会，会议就对前阶段典设工作进展情况、典设中间成果进行检 查和评审，并对需解决的有关技术问题进行了讨论，形成了一致性意见。紧接着 4 月 6 日于北京召开典设工作研讨会，邀请电网公司策划部、生产技术部、安全监察部、建设运营部、国调中心、国网建设公司，各大区电网公司、各省电力公司、各大区电力设计院的 代表参加会议。会议听取了典设中间成果的介绍，通过深入并热烈地讨论，达成共识，统一思想，避免了设计闭门造车，以便下阶段典设工作的顺利开展。4 月 20 日于武汉召开第三次协调会，会议对典型设计的工作进度，主控通信楼、大门和围墙 的设计方案，模块的拼接，典型设计送审稿的章节编制和格式，以及存在的问题进行了讨论，并 形成结论意见。5 月 18 日～19 日于北京召开典设成果评审会，国家电网公司郑宝森副总经理、中国电力顾问 集团公司于刚副总经理出席会议并分别作了重要讲话。国网公司各部门，各网省公司，各设计院 代表对典型设计送审稿进行了认真负责的讨论，充分发表了意见，使典型设计更贴近实际，更符 合生产运行的要求。典型设计分为 6 个阶段： 编制方案组合及技术条件阶段：根据目前实际情况，并适当考虑发展裕度，变电站典型设计 综合考虑电压等级、主变容量、无功补偿、出线回路和方向、电气主接线、短路电流、设备选型、配电装置，控制及远动、建筑面积等条件，提出设计方案和设计技术条件。搜资调研及专题研究阶段：各设计院分头开展搜资调研工作，编写地区调研报告，对于分歧 意见较大的技术问题，进行重点调研，并写出专题报告。典型设计编制阶段：经讨论审定设计方案和技术条件后，各院开展变电站典型设计实质性设 计编制阶段，完成设计图纸、说明书、设备清册、概算书初稿；经评审后进一步优化和细化，编 制典型设计使用说明，完成典型设计成品（报批稿）。评审及修改阶段：由国家电网公司组织生产、基建、设计单位的设计人员，对典型设计成品 进行评审。形成评审意见后各设计院进行设计修改，形成典型设计报批稿。批准颁发阶段：典型设计报批稿提交国家电网公司，由公司领导写序，作为企业标准出版发 行。推广应用阶段：（略）。3.2 开展 500（330）kV 变电站变电站典型设计的目的 输变电工程典型设计是贯彻国家电网公司集约化管理的基础，开展变电站典型设计工作的目 的是：统一建设标准，统一设备规范，减少设备型式，以便于集中规模招标，方便运行维护，降 低变电站建设和运营成本；采用模块化设计，方便方案的拼接和扩展，加快设计、评审和批复进 度，提高工作效率。3.3 500（330）kV 变电站典型设计的主要原则 变电站典型设计的原则是：安全可靠、技术先进、投资合理、标准统一、运行高效。为此，在典型设计中，要注意处理和解决典型设计方案的先进性、经济性、适应性，灵活性和统一性及 其相互关系。先进性：典型设计方案，设备选型先进，合理，占地少、注重环保，变电站可比指标先进； 经济性：综合考虑工程初期投资和长期运行费用，追求设备寿命期内最优的经济效益； 适应性：典型设计要综合考虑各地区的实际情况，要在整个国家电网公司系统中具有广泛的 适用性：并能在较长的时间内，对不同规模，型式、外部条件均能适用； 灵活性：典型设计模块间接口灵活，增减方便，组合型式多样，概算调整方便；

可靠性：保证设备、各个模块和模块拼接后系统的安全可靠性； 统一性：建设标准统一，基建和生产运行的标准统一，外部形象风格统一。3.4 典型设计方案组合及主要内容 3.4.1 总体方案设计 典型设计方案分 500kV 变电站和 330kV 变电站两大部分。500kV 变电站典型设计按主设备不同分为 A（GIS 设备）、B（HGIS 设备）、C（敞开式设备）、D（落地罐式设备）4 类方案，各类方案又根据主变容量和最终台数的不同再分子方案。各方案组 合及主要技术条件详见附表 3～附表 6。330kV 变电站典型设计按主设备不同分为 A（GIS 设备）、C（敞开式设备）、D（落地罐式设 备）3 类方案，各类方案又根据主变容量和最终台数的不同再分子方案。各方案组合及主要技术条 件详见附表 7。3.4.2 电气二次设计 变电站初期按有人值班设计，留有远期实现无人值班的接口和功能配置。不含系统保护、调度自动化和系统通信专业的具体内容。提出了监控系统主要设计原则。包括监控范围、系统硬件设备配置原则，对系统软件工作平台、防误操作闭锁、GPS 对时、保护信息采集方式及通信规约等方面进行了重点论述，提出推荐方 案。提出了元件保护、直流系统及交流不停电电源的主要设计原则。提出了二次设备组屏原则，对监控系统测控装置、线路保护、主变压器及高压电抗器保护、故障录波等主要二次设备的组屏提出推荐方案。根据工程规模进行主控室、计算机室、继电器小室、直流电源室等的具体布置。3.4.3 土建部分设计 变电站大门、围墙要能体现国网公司“内质外形”建设，树立“国家电网”的品牌形象，设 计简洁、明快、大方、实用，具备现代工业建筑气息，建筑造型和立面色调与变电站整体状况以 及所在区域周围环境协调、统一。大门围墙采用标志统一、风格统一、色彩统一，字体统一等要 求，变电站大门入口处一侧统一设置“标志墙”。其上为球形标志，下有“国家电网”四字，右 侧为“国家电网公司 500(330)kV XX 变电站”。变电站围墙采用实体围墙，高度统一采用 2.5m，另加远红外探测器。站区道路采用混凝土路面，统一采用公路（郊区）型设计。经过设计优化后，330kV GIS 方案占地面积 1.7ha，330kV 敞开式方案 3-3.5ha.；500kV GIS 方案占地面积 3.0～3.8ha，HGIS 方案占地面积 3.5～4.5ha；敞开式方案 5.8-7.3ha。统一了站区主要生产建筑和房间的设置，建设有主控通信楼、继电器小室、站用电室等建筑 物。建筑面积，500kV 变电站控制在 1100～1300平米，330kV 变电站控制在 1000～1100平米。主控通信楼内房间的设置统一为：生产用房设有主控室、计算机室、通信机房（当通信电源组屏 布置时，电源室和通信机房合并布置），辅助及附属房间设有交接班室、值班休息室 2-3 间、办 公室 2 间（含资料室）、会议室、备餐室、检修工器具间等。主控通信楼采用框架结构。继电器小室当布置在串中时，跨度采用 5.1m，采用室内电缆沟敷 设电缆。继电器小室采用砖混结构，加设钢板网屏蔽，普通钢门。所有构架、设备支架均推荐采用钢管结构，热镀锌防腐。变电站主要生产用房及办公、值休等用房和保护小室需安装空调机，其余生产用房采用轴流 风机机械通风，电缆层采用自然通风。主控通信楼采用小集中空调，继电器小室采用分体空调。位于采暖区的变电站可采用分散供暖方式。主变压器消防优先考虑采用泡沫喷淋、排油充氮方式。继电器室全集中布置时主控通信楼建筑体积不大于 5000 m3，不设室内建筑水消防系统，但应设室 外建筑水消防系统。继电器小室分散布置时，主控通信楼建筑面积控制在建筑体积不大于 3000 m3，全站不设室外 水消防系统，采用移动式化学灭火装置。3.4.4 技经部分 为使典型设计的各方案、模块的投资在同一价格水平上，便于进行对比分析，在典型设计概 算编制时采用统一的取费标准、统一的定额、统一的设备材料价格和统一的其他费用标准。为适应实际工程和典型设计的各基本组合方案的投资水平对比分析的需要，对不在本次典型

设计范围内的有关工程费用进行了统一规定，包括水源、站外电源、站外通信、进站道路、地基 处理、站外排水、护坡挡墙等，保证了典型设计的各基本组合方案的概算投资的完整性。使用时需根据工程规模和实际情况选用基本组合方案或模块方案参考造价进行分析、合理调 整。联系方式：褚农，教高，江苏省电力设计院，025-85081300，chunong@jspdi.com.cn 附表 1: 方案 A1 主变

江苏省 220kV 变电站典型设计主要工程技术条件

适用规模 220kV 出 线 6 回，110kV 出线 8 回，35kV 出线 10 回 接线 220kV、110kV 采 用双母线接线，35kV 采用单母线 分段接线 配电装置 220kV、110kV 配 电装置采用软母线 改进半高型，35kV 配电装置采用户内 开关柜 布置格局 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 180o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 90o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 180o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 90o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 180o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 90o布置 主变露天，建 筑物两列式布 置 主变半户内，整体建筑式布 置 主变露天，建 筑物两列式布 置 A2 本期 2 台 120MVA 主变 远景 3 台 B1-1 B2-1 B1-2 本期 2 台 180MVA 主变 远景 3 台

220kV 出 线 6 回，110kV 出线 8 回，35kV 出线 10 回

220kV、110kV 采 用双母线接线，35kV 采用单母线 分段接线

220kV、110kV 配 电装置采用管母线 中型，35kV 配电装 置采用户内开关柜 B2-2 220kV 出 线 6 回，110kV 出线 8 回，10kV 出线 24 回 220kV 出线本期 2 回远期 3 回，110kV 出 线 12 回，10kV 出线 24 回 220kV 出线本期 2 回远期 3 回，110kV 出 线 8 回，10kV 出线 24 回

220kV、110kV 采 用双母线接线，10kV 采用单母线 分段接线

220kV、110kV 配 电装置采用管母线 中型，10kV 采用户 内开关柜 C1 C3 本期 2 台 180MVA 主变 远景 3 台

220kV 采 用 单 元 接线，110kV 采用 双母线接线，10kV 单母线分段 接线 220kV、110kV 采 用户内 GIS，10kV 采用户内开关柜，全电缆出线 220kV、110kV 采 用户内装配式配电 装置，架空出线； 10kV 采用户内开 关柜电缆出线 C2 所有方案 直流系统：2 组 220V 阀控式密封铅酸蓄电池，2 组充电装置（高频开关电源），配置 DC/DC 变换 器供-48V 系统通信电源，不设蓄电池室。交流所用：所用电系统 380/220V 中性点接地，采用三相四线制，单母线分段接线，两台所变分列 运行。继电保护：220kV、110kV 线路、主变设微机保护，保护测控相对独立；35kV 设微机保护（含低 周减载和接地检测功能），保护测控合一，分散布置。自动装置：电容器组投切；35kV 消弧线圈跟踪补偿。对时装置：全所共用 1 台 GPS。防误操作：不专设微机五防装置，由计算机监控系统统一考虑。电能计量：主变中低压侧设关口表，其余按规程配置。电气测量：利用监控系统完成。信息采集：模拟量和开关量。控制方式：远方调度，监控系统，就地三级操作。通信方式：变电站接入地区光纤环网，通信容量及可靠性按照变电站无人值班要求设计。

附表 2: 方案 主变 远景： 2× 50MVA 本期： 2× 50MVA 远景： 2× 50MVA 本期： 2× 50MVA 江苏 110kV 变电所典型设计主要工程技术条件

适用规模 110kV 进线 2 回，35kV 出线 4 回架 空，4 回电缆，10kV 出线 16 回电 缆 110kV 进线 4 回，35kV 出线 4 回架 空，回电缆，4 10kV 出线 16 回电缆 接线 110kV 采用线变 组接线 35kV、10kV 采用 单母线分段接线 配电装置 布置格局 主变及 110kV 配 电装置户外布 置，35kV、10kV 配电装置户内 布置 A1 110kV 采用单母 线分段接线 A2 35kV、10kV 采用 单母线分段接线 110kV 采用内桥 110kV 配电装置 主变及 110kV 配 远景： 110kV 进线 3 回，采用户外敞开式 电 装 置 户 外 布 或线变组接线 3× 50MVA A3 10kV 出线 36 回电 10kV 采用单母线 设备，10kV 采用 置，10kV 配电 本期： 缆 2× 50MVA 装置户内布置 户内开关柜 分段接线 110kV 采用内桥 远景： 110kV 进线 2 回，接线 2× 50MVA B3 10kV 出线 24 回电 110kV 配电装置 主变户外布置，10kV 采用单母线 本期： 缆 采用户内敞开式 110kV 配电装置 2× 50MVA 分段接线 设备，10kV 采用 及 10kV 配电装 110kV 采用线变 远景： 置户内布置 户内开关柜 110kV 进线 3 回，组接线 3× 50MVA B4 10kV 出线 36 回电 10kV 采用单母线 本期： 缆 2× 50MVA 分段接线 远 景 ： 2× 110kV 进线 2 回，110kV 采用内桥 接线 50MVA 10kV 出线 24 回电 C2 10kV 采用单母线 本 期 ： 2× 缆 50MVA 分段接线 110kV 采用户内 110kV 采用双内 远景： GIS，10kV 采用 桥或双外侨接线 全户内 3× 50MVA 户内开关柜，全 C3 本期： 110kV 进线 3 回，10kV 采用单母线 电缆出线 2× 50MVA 10kV 出线 36 回电 分段接线 缆 110kV 采用线变 远景： 组接线 3× 50MVA C4 10kV 采用单母线 本期： 2× 50MVA 分段接线 所有方案 直流系统：2 组 220V 阀控式密封铅酸蓄电池，2 组充电装置（高频开关电源），设蓄电池室。交流所用：电系统 380/220V 中性点接地，采用三相四线制，单母线分段接线，两台所变分列运行。继电保护：220kV、110kV 线路、主变设微机保护，保护测控相对独立；35/10kV 设微机保护，保护 测控合一，分散布置。自动装置：电容器组投切；35/10kV 消弧线圈跟踪补偿；35/10kV 接地检测。对时装置：全所共用 1 台 GPS。防误操作：闭锁不专设微机五防装置，由计算机监控系统统一考虑。电能考核：计量主变中低压侧设关口表，其余按规程配置。就地电气：测量利用监控系统完成电气测量。信息采集：类型模拟量和开关量。控制操作：方式远方调度，监控系统，就地三级操作。通信方式：变电所接入地区的光纤环网，光纤网络与继电保护统一考虑，通信容量及可靠性按照变 电所无人值班要求设计。

110kV 配电装置 采用户外敞开式 设备，35kV、10kV 采用户内开关柜

附表 3: 序 号 项目 名称

500kV 变电站（GIS）典型设计主要技术条件

方案编号 A-1-1 A-1-2 4 台主变 本期 1 组 1000MVA，最终 4 组 1000MVA，单相自耦，无载调压。本期 1 组 750MVA，最终 4 组 750MVA，单 相 自 耦，无载 调压。本期 1 组 750MVA，最终 4 组 750MVA，本期 1 组 最终 3 组 A-1-3 A-2-1 A-2-2 3 台主变 本期 1 组 最终 3 组 本期 1 组 750MVA，最终 3 组 750MVA，A-2-3 1000MVA，750MVA，1000MVA，750MVA，1 主变压器

三相自耦，单相自耦，单相自耦，三相自耦，无载调压。无载调压。无载调压。无载调压。500kV 并联电抗器： 本期 1 组 150Mvar，最终 2 组，为线路高抗，均装中性点小 电抗，不考虑母线高抗。最终 6 组；35kV 并联电容器：本期 2 组 60Mvar，最终 6 组。2 台主变进串，第 3 台主变经单断路器 接二段母线；本期设 9 台断路器（1 台 远景设备本期上），串内 GIS 设备。500kV 高抗经隔离开关接入线路。220kV 双母线双分段接线，本期双母线 接线，GIS 设备。35kV 单母线接线，不设总断路器。500kV 本期 4 回，最终 8 回架空，一个 220kV 本期 8 回，最终 14 回架空出线（一个或两个方向出线），2 回电缆出 线。

500kV 并 联 电 抗 器 ： 本 期 1 组 150Mvar，最终 2 组，为线路高抗，均 无功补偿 2 装置 装中性点小电抗，不考虑母线高抗。最终 8 组；35kV 并联电容器：本期 2 组 60Mvar，最终 8 组。对 4 台主变，主变均进串；对 3 台主 变，2 台主变进串，1 台主变经断路器 电气主接 4 线 接 2 段母线。本期设 8 台断路器。500kV 高抗经隔离开关接入线路。220kV 双母线双分段接线，本期双母 线接线。35kV 单母线接线，不设总断路器。500kV 本期 4 回，最终 8 回架空，一 出线回路 3 数和出线 方向 5 6 7 8 9 10 短路电流 主要设备 选型 配电装置 保护及 自动化 建筑面积 站址基本 条件 最终 16 回架空出线，一个或两个方向 出线（3 台主变方案其中 2 回电缆出线）。单相/三相自耦变压器； 500kV、220kV 采用户外 GIS；

35kV 并联电抗器：本期 2 组 60Mvar，35kV 并联电抗器：本期 2 组 60Mvar，500kV 一个半断路器接线，远景 6 串，500kV 一个半断路器接线，远景 6 串；

个或两个方向出线；220kV 本期 8 回，或两个方向出线； 500、220、35kV 短路电流水平分别为：63（50）、50、40kA 35kV 采用户外 AIS，断路器采用柱式，电容器采用组装式，电抗器采用干式。500kV、220kV 户外 GIS。计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可满足无人值班要 求，保护集中布置。全站总建筑面积 2000m2以内，非采暖区。主变采用水喷雾消防系统。海拔高度<1000m，地震动峰加速度 0.1g，风荷载 30m/s，地耐力 R=150kPa，地 下水无影响，非采暖区，场地同一标高，污秽等级 III 级。

附表 4 序 号 1 500kV 变电站（HGIS）典型设计主要技术条件

方案编号 项目名称 B-1 主变压器 主变电气 接线 远景串数 本期 1 组、最终 4 B-2 本期 1 组、最终 4 B-3 本期 1 组、最终 3 组 750MVA 主变。第三台主变经断路器接 母线 5 垂直 2个 不设平行

组 1000MVA 主变。组 750MVA 主变。主变全部进串 6平行 1个 不设 垂直 主变全部进串 6 垂直 2个 设置 垂直 2 500kV 母线与主 变梁 主要出线 方向 总断路器 3 35kV 母线与主 变梁

项目 无功 4 补偿

相同的主要工程技术条件 500kV 并联电抗器：本期 1 组 150Mvar，最终 2 组，经隔离开关接入线路，均装 设中性点电抗，不考虑母线高抗；35kV 电容器、并联电抗器按每台主变各配置 2 组 60Mvar 设计。500kV：本期 4 回，最终 8 回；220kV：本期 8 回，最终 16 回，1 个主要出线方 向。500kV 一个半断路器接线，本期设 1 个不完整串和 2 个完整串共 8 台断路器； 220kV 双母线双分段接线，本期双母线接线；35kV 单母线单元制接线。500kV 部分 63 或 50kA，220kV 部分 50kA，35kV 部分 40kA。单相自耦变压器；500kV 采用户外 HGIS，220kV 采用户外 GIS，35kV 采用户外 AIS，断路器采用柱式，35kV 并抗采用干式或油式，电容器采用组装式，站变采 用油浸式。500kV 户外悬吊管母线中型布置，高架横穿进出线，间隔宽度 28m；220kV 间隔 宽度 13m；35kV 采用支持管母线中型布置。计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可以满足无人值班要 求；保护就地布置。全站总建筑面积 1400m2以内，主控通信楼建筑面积 650—750 m2；主变消防采用 SP泡沫喷淋灭火或排油充氮方式。5 出线 电气主 6 接线 短路 7 电流 主要 8 设备 配电 9 装置 保护 10 自动化 土建 11 站址 12 条件

按地震动峰值加速度 0.10g，风荷载 30m/s，地耐力 R=150kPa，地下水无影响，非采暖区设计，假设场地为同一标高。按海拔 1000 米以下，国标Ⅲ级污秽区设 计

附表 5 序 号 1 项目名称

500kV 变电站（瓷柱式）典型设计主要技术条件表 500kV 变电站(瓷柱式断路器)典型设计工程技术条件

主变压器 本期 1 组 750MVA，最终 2/3/4 组 750MVA 500kV 并联电抗器，本期 1 组 150Mvar，最终 2 组，为线路高抗，均装设中性点小 抗，不考虑母线高抗。2 无功补偿 3 组和 4 组主变方案，每组主变压器 35kV 侧无功配置：2 组 60Mvar 并联电感器，装 置 2 组 60Mvar 并联电容器。2 组主变方案，每组主变方案 35kV 侧无功配置：3 组 60Mvar 并联电感器，3 组 60Mvar 并联电容器。本期 35kV 侧无功配置：2 组 60Mvar 并联电抗器，2 组 60Mvar 并联电容器。出线回路 500kV 本期 4 回，最终 10 回，两个方向出线。数和出线 220kV 本期 6 回，最终 16 回(3 组或 4 组主变)或 12 回(2 组主变)，一个方向出线或 方向 两个方向出线。500kV 一个半断路器接线，远期 6 串，2 组主变进串，后 2 组或 1 组主变经断路器 接母线。本期设 8 组断路器。500kV 高压电抗器均为经隔离开关接入线路。3 4 电气主接 线 220kV 双母线双分段接线或双母线单分段，本期双母线接线。35kV 单母线接线，不装设总断路器。5 6 短路电流 500、220、35kV 短路电流水平分别为 63(50)、50、40kA 主要设备 单相自耦变压器。500kV、220kV、35kV 采用户外瓷柱式断路器。选型 35kV 电容器采用组装式、电抗器采用干式。500kV 屋外悬吊管母线中型布置，主变高架横穿和低架横穿进串。7 配电装置 220kV 屋外支持管母线中型布置(3 组或 4 组主变)或悬吊母线中型布置(2 组主变)。35kV 支持管母线中型布置。保护及 计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可以满足无人值班要 自动化 求。保护就地布置。土 站 建 全站总建筑面积 1400m2以内，主控通信楼建筑面积 650-750m2(小于 3000m3)，非 采暖区。主变消防采用水喷雾消防系统。8 9 10 址 海拔 1000m 以下，地震动峰值加速度 0.10g，设计风速 30m/s，地耐力 R=150kPa，基本条件 地下水无影响，假设场地为同一标高。国标 III 级污秽区。附表 6 序号 1 500kV 变电站（落地罐式）典型设计主要技术条件表

项目名称 500kV 变电站工程技术条件 本期 1 组 750MVA，最终 2/3/4 组 1000MVA（750MVA）500kV 并联电抗器，本期 1 组 150Mvar，最终 2 组，为线路高抗，装设中性点 小电抗，不考虑母线高抗。

主变压器

无 功 补 偿 装 3 台和 4 台主变方案，每台主变压器 66kV 侧无功配置：2 组 60Mvar 并联电抗 2 置 器，2 组 60Mvar 并联电容器。2 台主变方案，每台主变方案 66V 侧无功配置： 3 组 60Mvar 并联电抗器，3 组 60Mvar 并联电容器。本期 66kV 侧无功配置：2 组 60Mvar 并联电抗器，2 组 60Mvar 并联电容器。出线回路数 3 和出线方向 500kV 本期 4 回，最终 10 回，两个方向出线。220kV 本期 6 回，最终 16 回（3 台或 4 台主变）或 12 回（2 台主变），一个方 向出线。500kV 一个半断路器接线，远期 6 串，2 台主变进串，后 2 台或 1 台主变经断 4 电气主接线 路器接母线。本期设 8 台断路器。500kV 高压电抗器均为经隔离开关接入线路。220kV 双母线双分段接线或双母线单分段，本期双母线接线。66kV 单母线接线，装设总断路器。5 6 短路电流 500、220、66kV 短路电流水平分别为 63(50)、50、31.5kA 主 要 设 备 选 单相自耦变压器 型 500kV、220kV 采用户外罐式断路器，66kV 采用户外柱式断路器。500kV 屋外悬吊管母线中型布置，主变高架横穿和低架横穿进串。7 配电装置 220kV 屋外悬吊管母线中型布置。66kV 支持管母线中型布置。保 护 及 自 动 计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可以满足无人值班 8 化 土建 要求。保护就地布置。

全站总建筑面积 1500m2以内，主控通信楼建筑面积 650-750m（小于 3000 m3），9 采暖区。主变消防采用SP泡沫喷淋灭火。站 址 基 本 条 海拔 1000 米以下，地震动峰值加速度 0.10g，设计风速 30m/s，地耐力 R=150kPa，10 件

地下水无影响，假设场地为同一标高。国标 III 级污秽区。

附表 7 序 项目名称 号 1 主变压器

330kV 变电站典型设计主要技术条件表

330kV 变电站工程技术条件 本期 1 台 240MVA（360MVA），最终 2/3 台 240MVA（360MVA）。330kV 并联电抗器，本期 1 组 90Mvar，最终 2 组，GIS 方案最终为 1 组，均

无功补偿装置

为线路高抗，并装设中性点小抗，不考虑母线高抗。35kV 侧无功按主变配置：1 组 30Mvar 并联电抗器，3 组 20Mvar 并联电容器。本期 35kV 侧无功配置：1 组 30Mvar 并联电抗器，3 组 20Mvar 并联电容器。

出 线 回 路 数 和 330kV 本期 4 回，最终 6 回，两个方向出线。3 出线方向 110kV 本期 6 回，最终 14 回，一个方向出线或两个方向出线。330kV 一个半断路器接线。330kV 高压电抗器均为经隔离开关接入线路。4 电气主接线 330kVGIS 方案为双母线接线。110kV 双母线接线单分段，本期双母线接线。35kV 单母线接线，设总断路器。5 短路电流 330、110、35kV 短路电流水平分别为 50、40、31.5kA 三相自耦有载调压 6 主要设备选型 330kV 采用罐式、柱式断路器和 GIS。110kV 采用柱式断路器和 GIS。35kV 电容器采用框架组合式和集合式，电抗器采用干式 330kV 屋外软母线和悬吊管母线中型布置，主变高架横穿和低架横穿进串。330kVGIS 采用屋外配电装置。7 配电装置 110kV 屋外软母线半高型、中型布置和支持管母线中型布置。110kVGIS 屋外 配电装置。35kV 采用屋外和屋内布置。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，可以满足无人值班 要求。保护就地布置。GIS方案全站总建筑面积 1100m2以内，敞开式方案主控通信楼建筑面积 600m2 9 土建（小于 3000m3），全站总建筑面积 1050m2以内，采暖区。当 35kV采用屋内配 电装置时，其配电装置室不计入全站总建筑面积。主变消防采用SP泡沫喷淋灭 火或排油注氮灭火。10 站址基本条件 海拔 1000 米以下，地震动峰值加速度 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。1本文由我爱继保贡献

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变电站典型设计情况介绍

江苏省电力设计院 褚农

摘要：本文介绍了 220（110）kV 变电站典型设计在江苏省电力系统的推广应用情况，并重 点介绍了国家电网公司 500（330）kV 变电站典型设计情况。1 概述 开展典型设计工作，是贯彻落实国家电网公司“一强三优”战略的一项工作，是统一公 司工程建设标准、规范管理的重要手段。国网公司典型设计从变电站入手，全面推行。计划 202_ 年上半年完成 500kV 及 330kV 变电 站的典型设计，下半年开始试行；年内要完成 220kV 及 110kV 变电站的典型设计。并在公司 系统新建工程中全部推广应用。江苏省电力公司为了适应地方经济发展需要，并实现电网效益的最大化，从 202_ 年开始开 展 220kV 及 110kV 变电站的典型设计，并着力于推广应用工作。两年多来的应用实践证明，这一举措是成功的。本文先就江苏省推广应用 220kV 及 110kV 变电站的典型设计的情况作简要介绍，然后介绍国 网公司 500kV（330）kV 变电站典型设计的情况。2 江苏省公司 220kV 及 110kV 变电站的典型设计 2.1 编制过程 220kV（110kV）变电站典型设计的编制工作分三个阶段进行。第一阶段：搜资调研，确定典设主要设计原则。我院在对江苏变电站设计进行统计梳理的同时，还赴与江苏经济同样发达的省市学习调 研，取长补短；对一些争议较大的技术问题进行专题调研分析。共完成调研报告和专题报告 8 篇，有《广东地区搜资调查报告》、《上海地区搜资调查报告》、《取消旁路母线专题报 告》、《变电站计算机监控系统与“五防”装置设计专题报告》、《直流系统额定电压选取 专题报告》、《PASS 及 COMPASS 调研报告》、《110kV 自冷和风冷变压器选型》、《环保型 自动灭火系统调研报告》。通过搜资调研为典型设计提供真实可靠的依据。原则主要包括编制深度、应用范围、规模区间、短路电流控制水平、设备水平以及运行管理 模式等。《典型设计主要设计原则（初稿）》完成后，省公司组织了公司本部有关部门、我 院典设组成员和 13 个地市供电公司总工程师以及生技、基建、调度部门负责人进行了座谈，广泛听取意见、了解需求。第二阶段：编制和审定典设的设计方案和技术条件书。根据第一阶段确定的主要设计原则，我们编制了专题报告，进行了分析论证，提出了典 设方案的推荐意见及相应的技术条件书。技术条件书主要包括各电压等级的电气主接线形 式、配电装置形式、出线回路数及引出方式、主变压器形式、无功补偿配置方式、监控及保 护配置方式、所用交流及直流电源配置方式和主变压器消防措施等。第三阶段：编制完成变电站典型设计。根据确定的编制方案及技术条件书，对技术方案进行全面的论述和定量计算，选定主要 设备参数。各方案的初步设计文件包括设计说明书、设计图纸、主要设备清册及概算书等。省公司先后对典型设计的送审版和批准版进行评审，通过评审确定了今后新建变电站的接 线、配电装置、监控方案、控制楼面积及概算指标等主要原则和典设中的基本模块。典型设 计的批准版由省公司总经理作序出版，并印发执行。2.2 变电站主要设计原则和方案 变电站典型设计总体设计原则为：（1）典型设计贯彻“安全、可靠、经济、适用”的设计原则。（2）考虑到江苏在经济、技术等方面处于国内领先位置，设计上将体现先进性，技术上 适度超前。（3）除遵循部标 SDJ2-88 《220kV~500kV 变电站设计规程》 DL/T 5103-1999、《35kV~110kV 无人值班变电所设计规程》及其它有关规程规范外，还应符合省电力公司编制的《江苏省 35kV~220kV 变电站设计技术导则》等有关规定。根据江苏地区的特点，变电站设计类型既可按照负荷密集程度进行划分，也可按照变电站所在地 区划分。为使典设各方案具有广泛的代表性，我们针对本省特点，220kV 变电站提出 A（负荷密集 地区）、B（一般地区）、C（城市地区）三大类共计 8 个变电站设计方案、11 个建筑方案。110kV 变电站提出了 A（主变及高压配电装置户外布置、中压配电装置户内布置）、B（主变户外布置、配电装置户内布置）、C（全户内布置）三大类共计 8 个方案。各方案组合及其主要技术条件见附 表 1～2。2.3 设计特点和应用情况 变电站典型设计适用于江苏省大部分 220kV 和 110kV 变电站，并且作为变电站的设计规范，被纳入省公司的企业标准。典设自 202_ 年底执行以来，在电网建设工作中发挥了较大效益，江苏 省 202_ 年投运的 27 个新建 220kV 变电站，202_ 年和 202_ 年即将投运的 73 个新建 220kV 变电站，均采用了典型设计。110kV 变电站典型设计应用范围更为广泛。(1）典型设计具有模块化设计的特点，配电装置、控制楼、概算等都具有一定的独立性，对 不同规模的变电站的初步设计，可以根据工程建设规模，以典型设计作为修正模块进行调整。（2）典型设计中的概算模块比较全面、客观，成为省公司编制上报项目建议书时的依据。（3）典型设计中无法统一的个性化的方面，如主变调相调压计算、系统保护通信方案、短路 电流核算、地基处理、各级电压出线方向以及总平面布置方案等仍需单独设计。（4）典型设计的编制过程是统一标准和统一认知的过程。广泛听取设计、建设、生产及调度 各方面的意见的基础上，领导参与指导和决策，有利于统一意见，把典型设计提升为企业标准。（5）典型设计提高了工作效率，保证了工作质量。典型设计不是设计的参考，而是设计的标 准。因此，典型设计的推广应用减少了专业协调的工作量，使设计专业之间的协调流畅，工作效 率大大提高。（6）典型设计的应用提高了初步设计审查效率。审查会上主要讨论具体设计方案与典设方案 的不同之处。减少了大量重复的讨论和无谓的扯皮。初设修改和批文下达时间也大大缩短，也为 设备招投标创造了良好条件。（7）以典设为基础的初设方案，其工程造价与典设方案出入不大，更易于控制工程造价的总 投资，避免了工程造价出现大起大落的现象。（8）为使各设计院会用或愿意用典型设计，省公司组织多次典型设计宣贯活动，请典设编制 人员介绍设计原则、方案组合、适时条件和使用方法。（9）典型设计需要不断优化和完善。随着我国经济体制改革的不断深化，电力技术的不断进 步，典型设计也应随之进行滚动修改，进一步优化。3 国家电网公司 500（330）kV 变电站典型设计的情况 3.1 任务的提出及工作过程 刘振亚总经理在国家电网公司 202_ 年工作报告中提出：推行电网标准化建设。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。郑宝森副总经理在国家电网公司 202_ 年基建工作报告中提出：以典型设计为导向，促进技术 进步和提高集约化管理水平。202_ 年 1 月 28 日由国网公司基建部提出典型设计工作大纲； 2 月 5 日由基建部和顾问集团公司共同完成典型设计招标文件； 2 月 6 日在北京招标文件发布，共邀请 13 家设计院参加投标； 2 月 28 日前各投标设计院完成典型设计标书，28 日在北京开标； 3 月 4 日完成评标及定标工作，4 日在北京召开中标发布会，共有 5 家设计院中标，分别是华 东电力设计院、江苏省电力设计院、中南电力设计院、西北电力设计院、华北电力设计院。相继成立了“国家电网公司 500（330）kV 变电站典型设计工作组”，组长单位为国家电网 公司基建部；副组长单位为中国电力工程顾问集团公司；成员单位有华东院、江苏院、中南院、西北院、华北院。根据各院特点，工作组进行了设计分工： 华东院负责主设备为 GIS 方案的设计，并负责华东地区 500kV 变电站情况的调研工作； 江苏院负责主设备为 HGIS 方案的设计，并负责南方电网公司 500kV 变电站情况的调研工作；

中南院负责主设备为瓷柱式方案的设计，并负责华中地区 500kV 变电站情况的调研工作； 华北院负责主设备为落地罐式方案的设计，并负责华北地区 500kV 变电站情况的调研工作； 西北院负责 330kV 变电站方案的设计，并负责西北地区 330kV 变电站情况的调研工作。面对典设工作面广量大、情况复杂、时间紧，国网公司基建部很抓落实，及时组织召开了多 次设计协调会，基本上两星期开一次协调会。3 月 4 日中标发布会上明确分工，布置任务。3 月 18 日于苏州召开第一次协调会，会议就典型设计目的、原则、技术条件、工作进度、调 研分工等有关问题，一次、二次、土建、水工、暖通、技经等专业的设计原则和深度要求进行了 认真的讨论，并形成初步意见。4 月 5 日于北京召开第二次协调会，会议就对前阶段典设工作进展情况、典设中间成果进行检 查和评审，并对需解决的有关技术问题进行了讨论，形成了一致性意见。紧接着 4 月 6 日于北京召开典设工作研讨会，邀请电网公司策划部、生产技术部、安全监察部、建设运营部、国调中心、国网建设公司，各大区电网公司、各省电力公司、各大区电力设计院的 代表参加会议。会议听取了典设中间成果的介绍，通过深入并热烈地讨论，达成共识，统一思想，避免了设计闭门造车，以便下阶段典设工作的顺利开展。4 月 20 日于武汉召开第三次协调会，会议对典型设计的工作进度，主控通信楼、大门和围墙 的设计方案，模块的拼接，典型设计送审稿的章节编制和格式，以及存在的问题进行了讨论，并 形成结论意见。5 月 18 日～19 日于北京召开典设成果评审会，国家电网公司郑宝森副总经理、中国电力顾问 集团公司于刚副总经理出席会议并分别作了重要讲话。国网公司各部门，各网省公司，各设计院 代表对典型设计送审稿进行了认真负责的讨论，充分发表了意见，使典型设计更贴近实际，更符 合生产运行的要求。典型设计分为 6 个阶段： 编制方案组合及技术条件阶段：根据目前实际情况，并适当考虑发展裕度，变电站典型设计 综合考虑电压等级、主变容量、无功补偿、出线回路和方向、电气主接线、短路电流、设备选型、配电装置，控制及远动、建筑面积等条件，提出设计方案和设计技术条件。搜资调研及专题研究阶段：各设计院分头开展搜资调研工作，编写地区调研报告，对于分歧 意见较大的技术问题，进行重点调研，并写出专题报告。典型设计编制阶段：经讨论审定设计方案和技术条件后，各院开展变电站典型设计实质性设 计编制阶段，完成设计图纸、说明书、设备清册、概算书初稿；经评审后进一步优化和细化，编 制典型设计使用说明，完成典型设计成品（报批稿）。评审及修改阶段：由国家电网公司组织生产、基建、设计单位的设计人员，对典型设计成品 进行评审。形成评审意见后各设计院进行设计修改，形成典型设计报批稿。批准颁发阶段：典型设计报批稿提交国家电网公司，由公司领导写序，作为企业标准出版发 行。推广应用阶段：（略）。3.2 开展 500（330）kV 变电站变电站典型设计的目的 输变电工程典型设计是贯彻国家电网公司集约化管理的基础，开展变电站典型设计工作的目 的是：统一建设标准，统一设备规范，减少设备型式，以便于集中规模招标，方便运行维护，降 低变电站建设和运营成本；采用模块化设计，方便方案的拼接和扩展，加快设计、评审和批复进 度，提高工作效率。3.3 500（330）kV 变电站典型设计的主要原则 变电站典型设计的原则是：安全可靠、技术先进、投资合理、标准统一、运行高效。为此，在典型设计中，要注意处理和解决典型设计方案的先进性、经济性、适应性，灵活性和统一性及 其相互关系。先进性：典型设计方案，设备选型先进，合理，占地少、注重环保，变电站可比指标先进； 经济性：综合考虑工程初期投资和长期运行费用，追求设备寿命期内最优的经济效益； 适应性：典型设计要综合考虑各地区的实际情况，要在整个国家电网公司系统中具有广泛的 适用性：并能在较长的时间内，对不同规模，型式、外部条件均能适用； 灵活性：典型设计模块间接口灵活，增减方便，组合型式多样，概算调整方便；

可靠性：保证设备、各个模块和模块拼接后系统的安全可靠性； 统一性：建设标准统一，基建和生产运行的标准统一，外部形象风格统一。3.4 典型设计方案组合及主要内容 3.4.1 总体方案设计 典型设计方案分 500kV 变电站和 330kV 变电站两大部分。500kV 变电站典型设计按主设备不同分为 A（GIS 设备）、B（HGIS 设备）、C（敞开式设备）、D（落地罐式设备）4 类方案，各类方案又根据主变容量和最终台数的不同再分子方案。各方案组 合及主要技术条件详见附表 3～附表 6。330kV 变电站典型设计按主设备不同分为 A（GIS 设备）、C（敞开式设备）、D（落地罐式设 备）3 类方案，各类方案又根据主变容量和最终台数的不同再分子方案。各方案组合及主要技术条 件详见附表 7。3.4.2 电气二次设计 变电站初期按有人值班设计，留有远期实现无人值班的接口和功能配置。不含系统保护、调度自动化和系统通信专业的具体内容。提出了监控系统主要设计原则。包括监控范围、系统硬件设备配置原则，对系统软件工作平台、防误操作闭锁、GPS 对时、保护信息采集方式及通信规约等方面进行了重点论述，提出推荐方 案。提出了元件保护、直流系统及交流不停电电源的主要设计原则。提出了二次设备组屏原则，对监控系统测控装置、线路保护、主变压器及高压电抗器保护、故障录波等主要二次设备的组屏提出推荐方案。根据工程规模进行主控室、计算机室、继电器小室、直流电源室等的具体布置。3.4.3 土建部分设计 变电站大门、围墙要能体现国网公司“内质外形”建设，树立“国家电网”的品牌形象，设 计简洁、明快、大方、实用，具备现代工业建筑气息，建筑造型和立面色调与变电站整体状况以 及所在区域周围环境协调、统一。大门围墙采用标志统一、风格统一、色彩统一，字体统一等要 求，变电站大门入口处一侧统一设置“标志墙”。其上为球形标志，下有“国家电网”四字，右 侧为“国家电网公司 500(330)kV XX 变电站”。变电站围墙采用实体围墙，高度统一采用 2.5m，另加远红外探测器。站区道路采用混凝土路面，统一采用公路（郊区）型设计。经过设计优化后，330kV GIS 方案占地面积 1.7ha，330kV 敞开式方案 3-3.5ha.；500kV GIS 方案占地面积 3.0～3.8ha，HGIS 方案占地面积 3.5～4.5ha；敞开式方案 5.8-7.3ha。统一了站区主要生产建筑和房间的设置，建设有主控通信楼、继电器小室、站用电室等建筑 物。建筑面积，500kV 变电站控制在 1100～1300平米，330kV 变电站控制在 1000～1100平米。主控通信楼内房间的设置统一为：生产用房设有主控室、计算机室、通信机房（当通信电源组屏 布置时，电源室和通信机房合并布置），辅助及附属房间设有交接班室、值班休息室 2-3 间、办 公室 2 间（含资料室）、会议室、备餐室、检修工器具间等。主控通信楼采用框架结构。继电器小室当布置在串中时，跨度采用 5.1m，采用室内电缆沟敷 设电缆。继电器小室采用砖混结构，加设钢板网屏蔽，普通钢门。所有构架、设备支架均推荐采用钢管结构，热镀锌防腐。变电站主要生产用房及办公、值休等用房和保护小室需安装空调机，其余生产用房采用轴流 风机机械通风，电缆层采用自然通风。主控通信楼采用小集中空调，继电器小室采用分体空调。位于采暖区的变电站可采用分散供暖方式。主变压器消防优先考虑采用泡沫喷淋、排油充氮方式。继电器室全集中布置时主控通信楼建筑体积不大于 5000 m3，不设室内建筑水消防系统，但应设室 外建筑水消防系统。继电器小室分散布置时，主控通信楼建筑面积控制在建筑体积不大于 3000 m3，全站不设室外 水消防系统，采用移动式化学灭火装置。3.4.4 技经部分 为使典型设计的各方案、模块的投资在同一价格水平上，便于进行对比分析，在典型设计概 算编制时采用统一的取费标准、统一的定额、统一的设备材料价格和统一的其他费用标准。为适应实际工程和典型设计的各基本组合方案的投资水平对比分析的需要，对不在本次典型

设计范围内的有关工程费用进行了统一规定，包括水源、站外电源、站外通信、进站道路、地基 处理、站外排水、护坡挡墙等，保证了典型设计的各基本组合方案的概算投资的完整性。使用时需根据工程规模和实际情况选用基本组合方案或模块方案参考造价进行分析、合理调 整。联系方式：褚农，教高，江苏省电力设计院，025-85081300，chunong@jspdi.com.cn 附表 1: 方案 A1 主变

江苏省 220kV 变电站典型设计主要工程技术条件

适用规模 220kV 出 线 6 回，110kV 出线 8 回，35kV 出线 10 回 接线 220kV、110kV 采 用双母线接线，35kV 采用单母线 分段接线 配电装置 220kV、110kV 配 电装置采用软母线 改进半高型，35kV 配电装置采用户内 开关柜 布置格局 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 180o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 90o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 180o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 90o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 180o布置 220kV 出 线 与 110kV 出 线 构 90o布置 主变露天，建 筑物两列式布 置 主变半户内，整体建筑式布 置 主变露天，建 筑物两列式布 置 A2 本期 2 台 120MVA 主变 远景 3 台 B1-1 B2-1 B1-2 本期 2 台 180MVA 主变 远景 3 台

220kV 出 线 6 回，110kV 出线 8 回，35kV 出线 10 回

220kV、110kV 采 用双母线接线，35kV 采用单母线 分段接线

220kV、110kV 配 电装置采用管母线 中型，35kV 配电装 置采用户内开关柜 B2-2 220kV 出 线 6 回，110kV 出线 8 回，10kV 出线 24 回 220kV 出线本期 2 回远期 3 回，110kV 出 线 12 回，10kV 出线 24 回 220kV 出线本期 2 回远期 3 回，110kV 出 线 8 回，10kV 出线 24 回

220kV、110kV 采 用双母线接线，10kV 采用单母线 分段接线

220kV、110kV 配 电装置采用管母线 中型，10kV 采用户 内开关柜 C1 C3 本期 2 台 180MVA 主变 远景 3 台

220kV 采 用 单 元 接线，110kV 采用 双母线接线，10kV 单母线分段 接线 220kV、110kV 采 用户内 GIS，10kV 采用户内开关柜，全电缆出线 220kV、110kV 采 用户内装配式配电 装置，架空出线； 10kV 采用户内开 关柜电缆出线 C2 所有方案 直流系统：2 组 220V 阀控式密封铅酸蓄电池，2 组充电装置（高频开关电源），配置 DC/DC 变换 器供-48V 系统通信电源，不设蓄电池室。交流所用：所用电系统 380/220V 中性点接地，采用三相四线制，单母线分段接线，两台所变分列 运行。继电保护：220kV、110kV 线路、主变设微机保护，保护测控相对独立；35kV 设微机保护（含低 周减载和接地检测功能），保护测控合一，分散布置。自动装置：电容器组投切；35kV 消弧线圈跟踪补偿。对时装置：全所共用 1 台 GPS。防误操作：不专设微机五防装置，由计算机监控系统统一考虑。电能计量：主变中低压侧设关口表，其余按规程配置。电气测量：利用监控系统完成。信息采集：模拟量和开关量。控制方式：远方调度，监控系统，就地三级操作。通信方式：变电站接入地区光纤环网，通信容量及可靠性按照变电站无人值班要求设计。

附表 2: 方案 主变 远景： 2× 50MVA 本期： 2× 50MVA 远景： 2× 50MVA 本期： 2× 50MVA 江苏 110kV 变电所典型设计主要工程技术条件 适用规模 110kV 进线 2 回，35kV 出线 4 回架 空，4 回电缆，10kV 出线 16 回电 缆 110kV 进线 4 回，35kV 出线 4 回架 空，回电缆，4 10kV 出线 16 回电缆 接线 110kV 采用线变 组接线 35kV、10kV 采用 单母线分段接线 配电装置 布置格局 主变及 110kV 配 电装置户外布 置，35kV、10kV 配电装置户内 布置 A1 110kV 采用单母 线分段接线 A2 35kV、10kV 采用 单母线分段接线 110kV 采用内桥 110kV 配电装置 主变及 110kV 配 远景： 110kV 进线 3 回，采用户外敞开式 电 装 置 户 外 布 或线变组接线 3× 50MVA A3 10kV 出线 36 回电 10kV 采用单母线 设备，10kV 采用 置，10kV 配电 本期： 缆 2× 50MVA 装置户内布置 户内开关柜 分段接线 110kV 采用内桥 远景： 110kV 进线 2 回，接线 2× 50MVA B3 10kV 出线 24 回电 110kV 配电装置 主变户外布置，10kV 采用单母线 本期： 缆 采用户内敞开式 110kV 配电装置 2× 50MVA 分段接线 设备，10kV 采用 及 10kV 配电装 110kV 采用线变 远景： 置户内布置 户内开关柜 110kV 进线 3 回，组接线 3× 50MVA B4 10kV 出线 36 回电 10kV 采用单母线 本期： 缆 2× 50MVA 分段接线 远 景 ： 2× 110kV 进线 2 回，110kV 采用内桥 接线 50MVA 10kV 出线 24 回电 C2 10kV 采用单母线 本 期 ： 2× 缆 50MVA 分段接线 110kV 采用户内 110kV 采用双内 远景： GIS，10kV 采用 桥或双外侨接线 全户内 3× 50MVA 户内开关柜，全 C3 本期： 110kV 进线 3 回，10kV 采用单母线 电缆出线 2× 50MVA 10kV 出线 36 回电 分段接线 缆 110kV 采用线变 远景： 组接线 3× 50MVA C4 10kV 采用单母线 本期： 2× 50MVA 分段接线 所有方案 直流系统：2 组 220V 阀控式密封铅酸蓄电池，2 组充电装置（高频开关电源），设蓄电池室。交流所用：电系统 380/220V 中性点接地，采用三相四线制，单母线分段接线，两台所变分列运行。继电保护：220kV、110kV 线路、主变设微机保护，保护测控相对独立；35/10kV 设微机保护，保护 测控合一，分散布置。自动装置：电容器组投切；35/10kV 消弧线圈跟踪补偿；35/10kV 接地检测。对时装置：全所共用 1 台 GPS。防误操作：闭锁不专设微机五防装置，由计算机监控系统统一考虑。电能考核：计量主变中低压侧设关口表，其余按规程配置。就地电气：测量利用监控系统完成电气测量。信息采集：类型模拟量和开关量。控制操作：方式远方调度，监控系统，就地三级操作。通信方式：变电所接入地区的光纤环网，光纤网络与继电保护统一考虑，通信容量及可靠性按照变 电所无人值班要求设计。

110kV 配电装置 采用户外敞开式 设备，35kV、10kV 采用户内开关柜

附表 3: 序 号 项目 名称

500kV 变电站（GIS）典型设计主要技术条件

方案编号 A-1-1 A-1-2 4 台主变 本期 1 组 1000MVA，最终 4 组 1000MVA，单相自耦，无载调压。本期 1 组 750MVA，最终 4 组 750MVA，单 相 自 耦，无载 调压。本期 1 组 750MVA，最终 4 组 750MVA，本期 1 组 最终 3 组 A-1-3 A-2-1 A-2-2 3 台主变 本期 1 组 最终 3 组 本期 1 组 750MVA，最终 3 组 750MVA，A-2-3 1000MVA，750MVA，1000MVA，750MVA，1 主变压器

三相自耦，单相自耦，单相自耦，三相自耦，无载调压。无载调压。无载调压。无载调压。500kV 并联电抗器： 本期 1 组 150Mvar，最终 2 组，为线路高抗，均装中性点小 电抗，不考虑母线高抗。最终 6 组；35kV 并联电容器：本期 2 组 60Mvar，最终 6 组。2 台主变进串，第 3 台主变经单断路器 接二段母线；本期设 9 台断路器（1 台 远景设备本期上），串内 GIS 设备。500kV 高抗经隔离开关接入线路。220kV 双母线双分段接线，本期双母线 接线，GIS 设备。35kV 单母线接线，不设总断路器。500kV 本期 4 回，最终 8 回架空，一个 220kV 本期 8 回，最终 14 回架空出线（一个或两个方向出线），2 回电缆出 线。

500kV 并 联 电 抗 器 ： 本 期 1 组 150Mvar，最终 2 组，为线路高抗，均 无功补偿 2 装置 装中性点小电抗，不考虑母线高抗。最终 8 组；35kV 并联电容器：本期 2 组 60Mvar，最终 8 组。对 4 台主变，主变均进串；对 3 台主 变，2 台主变进串，1 台主变经断路器 电气主接 4 线 接 2 段母线。本期设 8 台断路器。500kV 高抗经隔离开关接入线路。220kV 双母线双分段接线，本期双母 线接线。35kV 单母线接线，不设总断路器。500kV 本期 4 回，最终 8 回架空，一 出线回路 3 数和出线 方向 5 6 7 8 9 10 短路电流 主要设备 选型 配电装置 保护及 自动化 建筑面积 站址基本 条件 最终 16 回架空出线，一个或两个方向 出线（3 台主变方案其中 2 回电缆出线）。单相/三相自耦变压器； 500kV、220kV 采用户外 GIS；

35kV 并联电抗器：本期 2 组 60Mvar，35kV 并联电抗器：本期 2 组 60Mvar，500kV 一个半断路器接线，远景 6 串，500kV 一个半断路器接线，远景 6 串；

个或两个方向出线；220kV 本期 8 回，或两个方向出线； 500、220、35kV 短路电流水平分别为：63（50）、50、40kA 35kV 采用户外 AIS，断路器采用柱式，电容器采用组装式，电抗器采用干式。500kV、220kV 户外 GIS。计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可满足无人值班要 求，保护集中布置。全站总建筑面积 2000m2以内，非采暖区。主变采用水喷雾消防系统。海拔高度<1000m，地震动峰加速度 0.1g，风荷载 30m/s，地耐力 R=150kPa，地 下水无影响，非采暖区，场地同一标高，污秽等级 III 级。

附表 4 序 号 1 500kV 变电站（HGIS）典型设计主要技术条件

方案编号 项目名称 B-1 主变压器 主变电气 接线 远景串数 本期 1 组、最终 4 B-2 本期 1 组、最终 4 B-3 本期 1 组、最终 3 组 750MVA 主变。第三台主变经断路器接 母线 5 垂直 2个 不设平行

组 1000MVA 主变。组 750MVA 主变。主变全部进串 6平行 1个 不设 垂直 主变全部进串 6 垂直 2个 设置 垂直 2 500kV 母线与主 变梁 主要出线 方向 总断路器 3 35kV 母线与主 变梁

项目 无功 4 补偿

相同的主要工程技术条件 500kV 并联电抗器：本期 1 组 150Mvar，最终 2 组，经隔离开关接入线路，均装 设中性点电抗，不考虑母线高抗；35kV 电容器、并联电抗器按每台主变各配置 2 组 60Mvar 设计。500kV：本期 4 回，最终 8 回；220kV：本期 8 回，最终 16 回，1 个主要出线方 向。500kV 一个半断路器接线，本期设 1 个不完整串和 2 个完整串共 8 台断路器； 220kV 双母线双分段接线，本期双母线接线；35kV 单母线单元制接线。500kV 部分 63 或 50kA，220kV 部分 50kA，35kV 部分 40kA。单相自耦变压器；500kV 采用户外 HGIS，220kV 采用户外 GIS，35kV 采用户外 AIS，断路器采用柱式，35kV 并抗采用干式或油式，电容器采用组装式，站变采 用油浸式。500kV 户外悬吊管母线中型布置，高架横穿进出线，间隔宽度 28m；220kV 间隔 宽度 13m；35kV 采用支持管母线中型布置。计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可以满足无人值班要 求；保护就地布置。全站总建筑面积 1400m2以内，主控通信楼建筑面积 650—750 m2；主变消防采用 SP泡沫喷淋灭火或排油充氮方式。5 出线 电气主 6 接线 短路 7 电流 主要 8 设备 配电 9 装置 保护 10 自动化 土建 11 站址 12 条件

按地震动峰值加速度 0.10g，风荷载 30m/s，地耐力 R=150kPa，地下水无影响，非采暖区设计，假设场地为同一标高。按海拔 1000 米以下，国标Ⅲ级污秽区设 计

附表 5 序 号 1 项目名称

500kV 变电站（瓷柱式）典型设计主要技术条件表 500kV 变电站(瓷柱式断路器)典型设计工程技术条件

主变压器 本期 1 组 750MVA，最终 2/3/4 组 750MVA 500kV 并联电抗器，本期 1 组 150Mvar，最终 2 组，为线路高抗，均装设中性点小 抗，不考虑母线高抗。2 无功补偿 3 组和 4 组主变方案，每组主变压器 35kV 侧无功配置：2 组 60Mvar 并联电感器，装 置 2 组 60Mvar 并联电容器。2 组主变方案，每组主变方案 35kV 侧无功配置：3 组 60Mvar 并联电感器，3 组 60Mvar 并联电容器。本期 35kV 侧无功配置：2 组 60Mvar 并联电抗器，2 组 60Mvar 并联电容器。出线回路 500kV 本期 4 回，最终 10 回，两个方向出线。数和出线 220kV 本期 6 回，最终 16 回(3 组或 4 组主变)或 12 回(2 组主变)，一个方向出线或 方向 两个方向出线。500kV 一个半断路器接线，远期 6 串，2 组主变进串，后 2 组或 1 组主变经断路器 接母线。本期设 8 组断路器。500kV 高压电抗器均为经隔离开关接入线路。3 4 电气主接 线 220kV 双母线双分段接线或双母线单分段，本期双母线接线。35kV 单母线接线，不装设总断路器。5 6 短路电流 500、220、35kV 短路电流水平分别为 63(50)、50、40kA 主要设备 单相自耦变压器。500kV、220kV、35kV 采用户外瓷柱式断路器。选型 35kV 电容器采用组装式、电抗器采用干式。500kV 屋外悬吊管母线中型布置，主变高架横穿和低架横穿进串。7 配电装置 220kV 屋外支持管母线中型布置(3 组或 4 组主变)或悬吊母线中型布置(2 组主变)。35kV 支持管母线中型布置。保护及 计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可以满足无人值班要 自动化 求。保护就地布置。土 站 建 全站总建筑面积 1400m2以内，主控通信楼建筑面积 650-750m2(小于 3000m3)，非 采暖区。主变消防采用水喷雾消防系统。8 9 10 址 海拔 1000m 以下，地震动峰值加速度 0.10g，设计风速 30m/s，地耐力 R=150kPa，基本条件 地下水无影响，假设场地为同一标高。国标 III 级污秽区。

附表 6 序号 1 500kV 变电站（落地罐式）典型设计主要技术条件表

项目名称 500kV 变电站工程技术条件 本期 1 组 750MVA，最终 2/3/4 组 1000MVA（750MVA）500kV 并联电抗器，本期 1 组 150Mvar，最终 2 组，为线路高抗，装设中性点 小电抗，不考虑母线高抗。

主变压器

无 功 补 偿 装 3 台和 4 台主变方案，每台主变压器 66kV 侧无功配置：2 组 60Mvar 并联电抗 2 置 器，2 组 60Mvar 并联电容器。2 台主变方案，每台主变方案 66V 侧无功配置： 3 组 60Mvar 并联电抗器，3 组 60Mvar 并联电容器。本期 66kV 侧无功配置：2 组 60Mvar 并联电抗器，2 组 60Mvar 并联电容器。出线回路数 3 和出线方向 500kV 本期 4 回，最终 10 回，两个方向出线。220kV 本期 6 回，最终 16 回（3 台或 4 台主变）或 12 回（2 台主变），一个方 向出线。500kV 一个半断路器接线，远期 6 串，2 台主变进串，后 2 台或 1 台主变经断 4 电气主接线 路器接母线。本期设 8 台断路器。500kV 高压电抗器均为经隔离开关接入线路。220kV 双母线双分段接线或双母线单分段，本期双母线接线。66kV 单母线接线，装设总断路器。5 6 短路电流 500、220、66kV 短路电流水平分别为 63(50)、50、31.5kA 主 要 设 备 选 单相自耦变压器 型 500kV、220kV 采用户外罐式断路器，66kV 采用户外柱式断路器。500kV 屋外悬吊管母线中型布置，主变高架横穿和低架横穿进串。7 配电装置 220kV 屋外悬吊管母线中型布置。66kV 支持管母线中型布置。保 护 及 自 动 计算机监控系统，不设常规控制屏，监控和远动统一考虑，可以满足无人值班 8 化 土建 要求。保护就地布置。

全站总建筑面积 1500m2以内，主控通信楼建筑面积 650-750m（小于 3000 m3），9 采暖区。主变消防采用SP泡沫喷淋灭火。站 址 基 本 条 海拔 1000 米以下，地震动峰值加速度 0.10g，设计风速 30m/s，地耐力 R=150kPa，10 件

地下水无影响，假设场地为同一标高。国标 III 级污秽区。

附表 7 序 项目名称 号 1 主变压器

330kV 变电站典型设计主要技术条件表

330kV 变电站工程技术条件 本期 1 台 240MVA（360MVA），最终 2/3 台 240MVA（360MVA）。330kV 并联电抗器，本期 1 组 90Mvar，最终 2 组，GIS 方案最终为 1 组，均

无功补偿装置

为线路高抗，并装设中性点小抗，不考虑母线高抗。35kV 侧无功按主变配置：1 组 30Mvar 并联电抗器，3 组 20Mvar 并联电容器。本期 35kV 侧无功配置：1 组 30Mvar 并联电抗器，3 组 20Mvar 并联电容器。

出 线 回 路 数 和 330kV 本期 4 回，最终 6 回，两个方向出线。3 出线方向 110kV 本期 6 回，最终 14 回，一个方向出线或两个方向出线。330kV 一个半断路器接线。330kV 高压电抗器均为经隔离开关接入线路。4 电气主接线 330kVGIS 方案为双母线接线。110kV 双母线接线单分段，本期双母线接线。35kV 单母线接线，设总断路器。5 短路电流 330、110、35kV 短路电流水平分别为 50、40、31.5kA 三相自耦有载调压 6 主要设备选型 330kV 采用罐式、柱式断路器和 GIS。110kV 采用柱式断路器和 GIS。35kV 电容器采用框架组合式和集合式，电抗器采用干式 330kV 屋外软母线和悬吊管母线中型布置，主变高架横穿和低架横穿进串。330kVGIS 采用屋外配电装置。7 配电装置 110kV 屋外软母线半高型、中型布置和支持管母线中型布置。110kVGIS 屋外 配电装置。35kV 采用屋外和屋内布置。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，可以满足无人值班 要求。保护就地布置。GIS方案全站总建筑面积 1100m2以内，敞开式方案主控通信楼建筑面积 600m2 9 土建（小于 3000m3），全站总建筑面积 1050m2以内，采暖区。当 35kV采用屋内配 电装置时，其配电装置室不计入全站总建筑面积。主变消防采用SP泡沫喷淋灭 火或排油注氮灭火。10 站址基本条件 海拔 1000 米以下，地震动峰值加速度 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。

第五篇：变电站典型案例分析

典型案例分析

一起220kV线路保护异常跳闸的分析

一、事故简述：

XXXX年XX月XX日500kV某变电站（以下简称甲站）至220kV某变电站（以下简称乙站）的一条环网运行的220kV线路，因乙站侧TV断线异常，在重负荷情况下引起TV断线相过流保护动作，两侧断路器三相跳闸。该220kV线路两侧保护配置为：

第一套保护包括：国电南自PSL602（允许式光纤纵联保护、三段式距离、四段式零序保护、）+GXC-01（光纤信号收发装置）；国电南自PSL631A（断路器失灵保护）。

第二套保护包括：南瑞继保RCS931（分相电流差动保护，具备远跳功能、三段式距离、二段式零序保护）；南瑞继保CZX-12R断路器操作箱。

甲站侧220kV该线路保护TA变比2500/1，乙站侧220kV该线路保护TA变比1200/5，TV断线相过流定值950A（一次值），线路全长9.14KM。931保护重合闸停用，使用602保护重合闸（单重方式）。

XX月XX日2时03分，甲站220kV线路断路器三相跳闸，602保护装置报文显示：

XXXX年XX月XX日 02时03分14秒553毫秒 000000ms距离零序保护启动 000000ms综重电流启动 000001ms纵联保护启动 000027ms 综重沟通三跳

000038ms 故障类型和测距

CA相间接地 401.40Km 000039ms 测距阻抗值

136.529+j136.529 Ω RCS931保护装置报文如下：

启动绝对时间 XXXX年XX月XX日 02:03:14:560 动作相

ABC 动作相对时间 00001MS 动作元件

远方起动跳闸 故障测距结果 0000.0kM 602保护装置“保护动作”指示灯亮、保护出口。931保护装置“TA、TB、TC”灯亮、保护出口。断路器操作箱上第一组“TA、TB、TC”灯亮。录波图显示断路器跳闸前线路负荷电流约1040A、峰值约1470A。（见甲站侧931保护故障录波图）

此次异常跳闸情况甲站侧主要有几个疑点是：

（一）为什么负荷电流情况下，甲站侧保护就地判别条件成立，保护会远跳出口？

（二）为什么602保护装置有测距且不正确，而931保护装置没有测距？

（三）为什么602和931两套保护都动作，而断路器操作箱上只有一组跳闸灯亮。

（四）为什么602保护综重沟通三跳出口？

二、事故原因分析 甲站220

kV线路931保护收到远跳信号的原因为：乙站 220kV付母电压回路，因TV端子箱内电压切换回路二次线腐蚀断落，造成TV二次失压，乙站602保护TV断线相过流保护动作，后备三相跳闸。TV断线失压相过流保护定值整定950A，当时负荷电流约1040A、峰值约1470A，TV断线相过流保护动作行为正确。

乙站保护三跳后启动操作箱内三跳继电器TJQ，该继电器一接点跳乙站线路断路器；另一接点开入回602保护装置，602保护装置即通过GXC-01装置向甲站侧602保护装置发允许跳闸信号；还有一接点开入931保护装置，931装置远跳开入有信号后即向甲站侧931保护装置发远跳令。

根据调度定值控制字设置要求，甲站侧931保护装置收到远跳令后需进行就地判别。判据为：保护是否启动，如果保护启动同时有远跳信号则出口跳闸。乙站侧断路器跳闸为负荷电流情况的TV断线过流保护动作所致，系统无实际故障，正常情况下甲站侧保护不应启动，远跳不会出口。

但根据甲站侧保护录波图显示，在三相负荷电流消失的瞬间有短时零序电流，有效值495A左右（峰值700A左右），线路电压在三相电流消失后继续存在25mS，说明此零序电流系乙站侧断路器跳闸不同期所致。

也就是说乙站侧断路器在TV断线过流保护动作后，断路器三相跳闸时存在非同期，造成短时间线路非全相运行，在负荷电流下使得甲站侧保护装置感受到了零流突变，而931保护电流变化量启动定值为200A（一次值）、零序启动电流定值200A，符合保护启动条件，所以甲站侧931保护远方跳闸出口，跳开甲站侧三相断路器。

931保护装置三跳动作同时通过本屏上“至重合闸”压板向602保护发三跳启动信号。602保护重合闸正常投单重方式，收到外部三跳启动信号后即闭锁重合，同时沟通本保护三跳回路，综重直接发三相跳闸令即为“综重沟通三跳”。甲站侧虽然两套保护都三跳出口，但录波图显示931保护先于602保护动作27ms，故虽然两套保护都动作，操作箱上只有931第一套保护出口时作用于第一组跳闸线圈的“TA、TB、TC”信号。602保护再动作时断路器已基本跳开，故操作箱上第二组跳闸线圈无跳闸信号。

由于此次保护动作为非全相引起的零序启动后的远跳，931保护装置因母线电压没有突变，距离保护未动作，故无测距。

又由于不同保护的软件差异，602保护装置显示“距离零序保护启动，故障类型CA相间接地”，根据故障分析，负荷线路B相断线有CA相间接地故障性质，可初步判断B相为乙站断路器不同期较前相。测距401.4kM反应的是C、A相负载阻抗测量值。由于此次602纵联保护中距离正方向元件只启动而未动作，所以602纵联保护虽然在本侧启动前27ms就收到允许信号但本侧正方向元件未动作，故602纵联保护未出口。

通过上述分析，乙站侧TV断线过流动作只跳乙站侧断路器比较合适，远跳原因为重负荷情况下乙站断路器三相分闸不同期引起。

三、经验教训和措施、建议

1）可考虑远跳回路中就地判别适当增加延时，躲过开关分闸不同期所导致的保护误启动。

2）目前较多220kV线路保护中“分相电流差动保护的远跳”和“光纤纵联保护的其它保护允许发信”都由操作箱中的TJQ和TJR（永跳继电器）继电器接点并联后启动。建议改为只有TJR启动，以减少断路器在事故中不必要的多动或误动，对事故的判别和处理都是有利的。3）应提高对分相断路器的同期性要求。

附：

RCS931和PSL602保护装置故障录波图，该继电器一接点跳乙站线路断路器；另一接点开入回602保护装置，602保护装置即通过GXC-01装置向甲站侧602保护装置发允许跳闸信号；还有一接点开入931保护装置，931装置远跳开入有信号后即向甲站侧931保护装置发远跳令。

------------意思是不是继电器有两接点？（一接点跳乙站线路断路器；另一接点开入回602保护装置）

如果是的话：还有一接点开入931保护装置，931装置远跳开入有信号后即向甲站侧931保护装置发远跳令（这个“还有一接点”是不是指602保护装置即通过GXC-01装置向甲站侧602保护装置发允许跳闸信号以后，602另外开入931的接点呢？怎么接的那么多环节呀？我们站好像都没有主保护发远跳令呢，都是主保护判差流后动作本侧而已。这个配置合理吗？）

你们站都没有主保护发远跳令，都是主保护判差流后动作本侧而已。这个配置合理

福建省超高压输变电局500kV福州变1号联变的零序保护动作跳三侧开关。202_年1月13日11时11分，500kV福州变1号联变RCS-978保护的220kV侧零序过流保护动作跳开1号联变三侧开关。经检查一次设备正常，1号联变于当日17时41分恢复运行。

经检查分析，主变跳闸时，继保人员正在检查1号联变ABB保护过负荷继电器告警缺陷，过负荷回路所在CT二次回路后级尚接有RCS-978保护的220kV侧零序过流保护，试验前将该CT进过负荷保护的电流回路（X211:30与X211:30A,X211:31与X211:31A,X211:32与X211:32A之间）短接，并将其经过负荷回路的试验连接片（X211:30A，X211:31A, X211:32A）断开。试验从A过负荷继电器（RAVK3）背板加入试验电流。因B相电流试验联片中间固定螺杆断裂，连接片X211:31A外层联片目测已断开，但内层没有脱开，造成此端子上的B472与X211:31A上下端子间未完全隔离。试验电流通过连接片内层导通而引入到B472后级的RCS-978保护回路，造成#1联变RCS-978保护的220kV侧零序过流保护动作。

暴露问题：ABB保护屏内电流端子中间连接片联动固定螺杆存在机械故障隐患，联接片设计不合理，未能形成明显的开断点。

安徽省合肥供电公司220kV东北郊变电站2号主变110kV侧零序过流保护动作跳开主变三侧开关。

东北郊变运行方式：220kV1号主变空载运行，101开关热备用；2号主变运行，102开关运行于110kV Ⅱ母线；100开关并列110kV双母线运行，141、142、143、144、145、146运行110kVⅡ母线。

事故经过：202_年10月12日17点50分，东北郊变220kV2号主变110KV侧零序过流保护动作，跳开2号主变三侧开关，220kV2号主变保护盘 跳A 跳B 跳C灯均亮。检查#2主变本体及三侧开关无异常。因110kV系统环网运行，141、142、144、145线路所带的110kV变电站备自投正确动作，35kV侧仅带站用变及电容器运行，143、146线路少送电量1.5万千瓦时。18点10分，恢复东北郊变正常运行方式。

跳闸原因：10月12日下午，220kV东北郊变电站110kVⅡPT更换后，自动化所保护二班进行2号主变带负荷测110kV侧零序方向保护、复合电压方向向量工作。由于2号主变110kV侧零序过流保护未停用，且它与零序方向保护接于同一绕组，17时50分，保护二班在测零序方向向量，短接电流回路时，由于当时负荷电流较大(二次电流达到2.72A)，而零序过流保护定值为1.5A，2S，因此造成110kV侧零序过流保护动作跳开三侧开关。

暴露问题：

1、生产管理不规范，工作申请把关不严，自动化所在报2号主变带负荷测向量工作前，未认真组织对工作内容进行分析讨论，不清楚2号主变110kV侧零序过流保护与零序方向过流保护接于CT同一电流绕组。

2、现场工作前准备不充分，在工作前没有对要检验的2号主变保护设备运行状况及保护图纸进行核对，危险点分析不认真，对测向量工作中引起设备安全运行的关键环节危险点，没能分析到位并采取控制措施。

3、现场作业指导书不规范，作业指导书工作流程简单，关键步骤没有制定详细的工作流程。

4、现场二次工作安全措施票执行不严，安全措施未按操作步骤详细填写。

5、自动化所对员工的安全技能培训不够，近几年保护人员流动性大，现场工作负责人上岗时间不长，现场工作经验缺乏。

福建省南平电业局测控装置故障造成220kV九越变马越线223开关跳闸

故障前运行方式：220kV马越线223开关、1号主变22A开关接220kVⅠ段运行，水越Ⅰ线229开关接220kVⅡ段运行，220kV母联22K开关运行。

事故经过：202_年7月12日10时32分，九越变220kV马越线223开关跳闸，保护未发任何信号，运行人员到保护小室和开关场地进行巡视检查均未发现异常情况，10时45分汇报中调，于10时48分恢复九越变220kV马越线223开关运行。因220kV系统环网运行未造成少送电。

故障原因检查：11时继电保护人员到现场检查保护设备、测控设备、开关设备运行情况，13时打开220kV马越线223开关测控装置面板，闻到焦味，随后向调度申请退出测控装置进行检查，发现220kV马越线223开关测控装置内部开出板S3继电器（跳闸出口）的印刷电路有烧焦痕迹，用手触摸印刷电路板温度较高，判断为测控装置内部开出板在运行过程中温度过高，造成S3继电器损坏。同时对外回路进行检查，发现S4继电器（跳闸出口）背板接线端子6、8处因多股铜导线压接工艺不良造成金属丝短路。暴露问题：经综合分析确认本次220kV马越线223开关跳闸的原因是测控装置在运行过程中温度过高，使得装置内部开邮板S3继电器损坏造成接点接通，且测控装置S4继电器接点在背板接线端子6、8原已短接，造成跳闸回路连通，直接将开关跳闸。事后继电保护班利用备用开出板更换已损坏的插件，并对其他背板端子进行全面检查，未发现其他异常情况，测控装置已正常运行。

花石线光纤纵差保护误动

事故分析

事故经过

202_年12月1日12时21分，因现场施工吊车误碰青海330kV湟源变330kV I母C相致其故障，母差保护正确动作跳闸。与此同时，330kV花石线CSC-103A纵差保护发生区外故障误动，线路C相开关跳闸，重合闸动作并且

重合成功。事故分析

经查，保护误动原因是因330kV花石线花园变侧户外端子箱内3331开关LH与3330开关LH的N回路间短接线断裂（见附图1），3330开关LH的N回路与CSC－103A保护电流N回路脱离，造成电流回路缺陷，当花石线区外故障时，差流增大，引起光纤差动保护误动作。

而导致“和电流”两组LH二次N线间短接线断裂的原因是设备安装施工剥线时造成该线损伤，在长期的户外运行条件下，损伤处经长时间氧化和多次运行检修检查，造成连接面越来越小，最后导致短接线损伤处断裂。I母发生故障时，对于线路保护来说是属于区外故障，不考虑负荷电流，IC1和IC2大小相等，方向相反。流过线路保护的电流ILC=IC1+IC2，由于3330CT的N相短接线断线，IC2=0，因此ILC=IC1，线路保护因此误动。

结论

CSC-103A纵差保护属区外故障误动。不正确动作责任为运行部门继电保

护运行维护不良。

整改措施

1、提高工程施工质量，尤其应重视工程遗留问题的处理。

2、加强人员责任心，提高运行维护水平。花石线跳闸后，检查发现花石线LH端子箱内其“和电流”的两组LH的N回路间短接线明显已断裂，但是在最近一次保护检验及年内的春季和秋季安全大检查中均未被发现，这就充

分说明了人员的责任心亟待加强。

3、改变在继电保护验收、定期检验中存在“重装置、轻回路”的意识。不能把大部分时间花于检查装置的功能试验上，而对继电保护二次回路检验粗枝大叶，造成二次回路缺陷无法及时发现。

评分人数

渭北Ⅰ线路PSL-602A高频保护误动

1.经过: 202_年8月19日9时9分，330千伏北蒲Ⅰ线故障跳闸。同时，北渭Ⅰ线渭南变侧PSL-602A高频保护动作，开关重合闸成功。

2.原因

经检查，误动原因为北郊变侧北渭Ⅰ线PSL-602A装置软件使用错误，应使用3/2接线方式的软件，实际使用双母接线方式的软件。由于两种软件对开入量端子定义不同，在北蒲Ⅰ线故障开关跳闸后，该开关位置开入量被北渭Ⅰ线PSL-602A装置错误地识别为“跳闸反馈”，使北郊侧高频保护误停信，导致对侧高频保护误动。

江苏省常州供电公司因保护闭锁原理设计性缺陷，500千伏武南站220千伏ＰＴ电压失去，引起2号主变后备保护误动，开关跳闸。

事故经过：202_年3月1日11时39分，500千伏武南站因220千伏Ⅲ、Ⅳ段母线压变控制直流消失，造成3号主变220千伏侧后备距离保护动作，3号主变三侧5011开关、5012开关、4503开关、3530开关跳闸。经回路分析和现场实物查勘，发现220千伏Ⅲ、Ⅳ段母线压变直流控制回路熔断器为螺旋式ＲＬ１－15（6Ａ），运行过程中氧化，引起接触不良，使220千伏Ⅲ、Ⅳ段母线交流电压各次级同时失去。3号主变220千伏侧距离保护为ＡＢＢ公司的ＲＥＬ511（1．2版本）装置，保护动作闭锁原理存在设计性缺陷，当母线交流电压均失去时，该装置无法实现距离保护的可靠闭锁，以致跳闸。12时07分，总调发令停用３号主变220千伏侧距离保护，12时20分，总调发令３号主变送电，14时30分，总调发令启用３号主变220千伏侧距离保护。

暴露问题：ＡＢＢ公司３号主变ＲＥＬ511保护（1．2版本）220千伏侧后备距离保护在正常电流下，母线交流电压失去时，防误功能缺损，无法实现距离保护的可靠闭锁，会造成误动作。

继电保护动作的一个案例分析

本来打算把它放在继电保护“典型案例分析”贴中，不过不能上传压缩文件，比较郁闷！

图片也截不下来！唉！

XXXX年X月X日XX分，XXX变220kV甲线和乙线开关跳闸，乙线开关B相跳闸后重合成功，甲线开关三相跳闸不重合。故障前乙线的潮流为38.6万千瓦，甲线线路为本侧向对侧充电状态。甲线和乙线开关保护配置均为南瑞的RCS931和南自的PSL602数字式线路保护。当时，甲线开关保护的主保护和重合闸停用，其余保护投入运行，乙线开关保护均在投入状态。故障发生后，保护信号统计如下：（1）甲线

保护装置

动作信息

PSL602保护

接地距离Ⅰ段动作，B相故障保护三跳出口，故障测距8.61km PSL631A失灵保护

失灵重跳B相，失灵重跳三相 CZX操作箱

“TA”，“TB”，“TC”灯亮 GXC-01光纤信号传输装置

无 RCS931保护

无

SCADA系统光字牌

PSL602装置保护动作，PSL631A装置失灵重跳，第一组出口跳闸，第二组出口跳闸（2）乙线

保护装置

动作信息

PSL602保护

纵联保护B跳出口，重合闸动作，B相跳闸重合成功，故障测距-290.54km, PSL631A失灵保护

失灵重跳B相 CZX操作箱

“TB”，“CH”灯亮

GXC-01光纤信号传输装置

发信“KA”，收信“KA”灯亮 RCS931保护

无

SCADA系统光字牌

PSL602装置保护动作，GXC-01装置动作，PSL602重合闸动作，PSL631A装置失灵重跳，第一组出口跳闸，第二组出口跳闸 所有故障录波器启动，所有220kV线路收发信机启动。现场一次设备检查正常。

甲线：故障时，B相电压由正常的57V下降为19V，A,C相电压正常，3U0在B相电压下降的同时产生，大小为33V，方向与B相电压相反。B相电流由充电电流0.1A左右突变为48A，一次故障电流约为24kA左右，A,C相电流没有过大的变化。

乙线，正常负荷电流是1.5A左右，故障时，A相电压为55.8V，B相电压59V，C相电压56V左右，3U0电压10V、相角-141°，A相电流0.8A、相角174°, B相电流1.98A、相角6.5°，C相电流1.55A、相角-64°，3I0电流为2.45A、相角-60°，此时，3I0超前3U0为77°。

经确认，甲线保护动作正确，为区内B相接地故障，乙线区内无故障，试分析乙线误动作原因。

附件中包括波形图以及乙线误动原因分析，不看后悔哦！