第一篇：湘能电力分析110KV变电站典型设计的目的及分类

湘能电力

110KV变电站工程建设

湘能电力为您解答110kV变电站典型设计目的及分类

摘要:讨论110kV变电站典型设计的分类方法、每个方案的设计特点、应该注意的一些问题、在工程设计中的具体运用, 以对110kV变电站设计工作作一分析。、110kV变电站典型设计目的及分类 1.1目的

贯彻实施集约化管理 ,统一建设标准 ,统一设备规范;方便设备招标 ,方便运行维护;加快设计、评审进度 ,提高工作效率;降低变电站建设和运行成本。

1.2分类

(1)A类变电站

主变压器2或3台,主变容量50MV·A(或 31.5、40MV·A),电压等级110/10kV、110/35/10kV, 110kV配电装置及主变压器布置在户外,35kV及10kV配电置布置在户内,主要适用于农村或小城市城郊。

(2)B类变电站

主变压器2或3台,主变容量50MV·A,电压等级110/10kV,主变压器布置在户外或户内,110kV及10kV配电装置布置在户内,主要适用于小城市城区或大、中城市城郊。

(3)C类变电站

为半地下变电站,主变压器2、3或4台,主变容量50MV·A,电压等级110/10kV,主变压器地上、其余地下。主要适用于大中城市城区。、典型设计在实际套用时需要注意和完善的地方

2.1结合地区特点不断优化设计方案

在国家电网公司110kV变电站典型设计的基础上,实施标准化设计、模块化组合、工厂化生产、集约化施工。其进一步分类如下: A-1-1主要参考国网A-1方案 ,将A-1方案和A-4方案户内配电装置模块进行拼接,并进行总平面调整优化;A-2-1方案主要套用国 网A-2方案,并进行总平面调整优化;A-2-2方案改国网A-2方案的内桥接线为扩大内桥接线,并对总平面进行调整;A-3-1方案主要套用国网A-3方案,110kV配电装置采用GIS,并对总平面进行调整优化;B-2-1主要套用国网B-2方案,为了满足城市变电站的要求,采用全户内布置形式;B-2-2主要套用国网B-2方案,在市郊对变电站噪声、外观允许的情况下采用GIS屋顶布置、主变户外布置;B-5-1主要套用国网B-5方案,并对电气主接线、总平面进行调整优化。

2.2其他一些设计方案

对110kV典设方案,在实际使用过程中可根据基本模块,排列组合出新的方案。例如:对于A方案,如布置于较偏远的农村 ,35kV和 10kV开关室可考虑采用L型布置,一层建筑。这种布置方式施工周期短,出线方向、走廊明确,有利于架空出线。

2.3110 kV电压互感器

典设方案中110kV电压互感器设置在电源侧,而110kV变电站多为终端变,110kV接线以内桥为多,习惯在桥两侧经隔离开关装设电压互感器,这样对于保护、计量、测量、电源自投湘能电力

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等都带来好处。对于A-2-2方案(扩大内桥接线),建议在双桥中间加一组电压互感器,以利自投电源检测。

2.410kV无功补偿容量

典设方案中配置为主变容量的10%～15%,每台主变2组,并采用2台开关柜分别控制。而根据国家电网生[202_]435号通知《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》中第二十一条:35kV～110kV变电站的容性无功补偿装置以补偿变压器无功损耗为主 ,并适当兼顾负荷侧的无功补偿。容性无功补偿装置的容量按主变压器容量的10%～30%配置,并满足35kV～110kV主变压器最大负荷时,其高压侧功率因数不低于0.95。再根据目前电力系统中无功缺额较大,江苏常州供电公司下达的设计任务书上,无功补偿 容量已要求达到主变容量的20%。即50MV·A的主变要配置10Mvar的补偿容量。由于补偿容量的变化,单台电容器的容量选择也发生了变化,即单台电容器的容量从选择200kvar一只改选为334kvar一只。电容器室的尺寸也发生了较大的变化。考虑电容器采用真空接触器分组投切,变电站如布置2台50MV·A主变,则电容器室尺寸长宽宜为10m×8m。

2.5所用变压器容量

典设方案中所用变压器容量为两台80kV·A配变,按工程设计实际情况,大多数变电站只需考虑接地变兼所用变(容量为50kV·A)即可。而对于B-2-1方案,变电站为全户内布置时,当两台所用变供电还满足不了市区变电站内供电可靠性要求时(如变电站内有集控中心时),还需考虑外来10kV电源接所用变的情况(如常州供电公司110kV城北变电站,第三台所用变采用了施工时10kV外接电源转 带负荷开关和干式变的供电方式)。2.6变压器室散热通风

典设B-2-1方案,当变压器户内布置时,应考虑变压器室散热通风的计算及设计方法。对变压器室自然通风应进行传热与流动的机理分析,仔细研究变压器室散热、变压器本身结构、变压器室进排风口面积与位置以及变压器室高度等之间的相互关系。

2.7GIS室内是否设置行车

典设B-2-1方案,110kV GIS室内不设置行车。但依据以往的设计经验和施工安装反馈的意见,GIS室内最好设置行车,这对于施工、安装、维护、检修都有好处,可以提高GIS安装质量。

2.8变电站接地

典设方案中,变电站建设接地都采用钢接地(包括接地引下线、接地网和接地极),特殊情况如高腐蚀土壤地区或化工区宜推荐采用铜或铜包钢接地体。

3、其他一些110kV变电站设计模式

3.1设计模式 1(主要适用于农村)

(1)工程规模

工程远景规模2×40MV·A变压器,电压等级为110/35/10kV,本期上一台40MV·A主变,110kV二回进线一次建成。35kV出线远景 8回,本期6回;10kV出线远景16回,本期上8回。土建一次建成。

(2)主接线

①110kV为内桥接线,户外布置。

②35kV系统采用单母线分段接线,架空出线。

③10kV系统采用单母线分段带旁路接线 ,电缆出线。

(3)设备选型

①主变压器:SSZ9-40000/110;

②110kV开关选用SF6开关,户外布置。湘能电力

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③35kV设备选用固定式开关柜,断路器选用FP4025型SF6开关。

④10kV设备选用GG-1A(F)开关柜,断路器选用真空开关。

⑤无功补偿采用的成套装置,容量配置为(2400+1800)kvar,分组投切。

(4)布置变电站

110kV配电装置为户外中型布置,35kV开关室和10kV开关室为二幢独立的一层建筑,施工周期短,出线方向、走廊明确,二台主变按一字型排列,其中心间距为19.7m,净距13.45m,大于规程要求的8m,故两台主变间不需设防火墙,主变外壳与35kV和10kV开关室的外墙间净距均大于10m,故35kV和10kV开关室均可按需要开设门窗。变电站内有一条环形运输通道,运输主变的15m超长大平板车可直接驶入变电站,卸下主变后经环形通道驶出变电站,也可根据需要将检修的主变从运行的主变旁沿运输道牵引出去,满足其间电气安全净距要求。电容器采用密集型电容器,布置在户外。

3.2设计模式2(主要适用于农村或小城市城郊)(1)工程规模

远景2×40MV·A变压器,电压等级为110/10kV,本期上一台40MV·A主变,110kV二回进线一次建成。10kV出线远景16回,本期上 8回。土建一次建成。

(2)主接线

110kV为内桥接线,户外布置。10kV系统采用单母线分段接线,电缆出线。

(3)设备选型

①主变压器选用40000/110,110/10.5kV,有载调变压器。

②110kV开关选用SF6开关,户外布置。

③10kV设备选用中置式开关柜,断路器选用真空开关。

④无功补偿采用成套装置,容量配置为本(3600+1200)kvar,分组投切。(4)布置

变电站围墙东西长51m,南北宽66m,面积3804m2(包括进所道路50m)。110kV配电装置为户外中型布置,控制室和10kV配电装置等布置在户内。110kV内桥接线采用户外普通中型布置,两内桥进线中心距为16m。二台主变中心间距为16m,净距大于规程要求的8m,故两台主变间不需设防火墙。变电站内有一条环形运输通道,方便运输主变和维护设备。10kV开关柜双列布置,主变中心到10kV开关室的外墙间净距为12.5m,大10m,故10kV开关室均可按需要开设门窗。10kV及控制电缆进出线考虑电缆沟布置方式。3.3设计模式3(主要适用于城郊)

(1)工程规模

变电站内最终装设50MV·A主变2台,110/10kV二级电压,110kV二回进线,110kV配电装置采用GIS组合电器,户内布置,内桥接线。

10kV出线:单母线分段接线,最终24回出线。

(2)电气主接线

变电站110kV采用内桥接线方式,10kV采用单母线分段接线方式。

(3)设备选型

①主变压器选用50000/110自冷型,110/10.5kV,有载调变压器。

②110kV选用GIS,户内布置。

③10kV设备选用中置式开关柜,断路器选用真空开关。

④10kV无功补偿采用成套装置,容量配置为(3600+2400)kvar,分组投切。

(4)布置

变电站占地面积3450m2,约5.2亩,建筑面积约1228m2。110kV采用GIS,布置方式为除变压器在户外外,其余均布置在户内。变电站内有一条宽为4m的环形运输通道。主体建筑湘能电力

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物东西长40.32m,南北宽11.0m,配电装置楼总高度15.0m,控制楼总高度10.0m。在变电站建筑物的东、北面另有宽为1.5m高为1.4m的运输平台;10kV开关室布置在一层,层高为5.0m。室内开关柜双列布置;110 kVGIS室布置在主建筑二层,层高为10.0m,消弧线圈室和检修间上方的屋顶作为GIS的吊装平台,吊装平台通向室外楼梯。为满足电缆进、出线和内部电缆联系的要求,在10kV开关室的下面设置了一层电缆夹层,层高为2.6m,因考虑通风、采光、出线方便以及变 压器室抬高高度,夹层采用局部下沉的方式,其中有1.4m在室外地坪以上,1.2m在地坪以下。

3.4设计模式4(主要适用于大、中城市城区)(1)工程规模

变电站内最终装设50MV·A主变2台,110/10kV二级电压，110kV二回进线,110kV配电装置采用GIS,户内布置,内桥接线。10kV出线:单母线分段接线,最终24回出线。

(2)电气主接线

变电站110kV采用内桥接线方式,10kV采用单母线分段接线方式。两路110kV进线与两台主变之间采用内桥接线方式。正常情况可按一路电源供两台主变,另一路进线电源断路器待备投,或两路电源各供一台主变,由桥断路器实现互备投等方式运行。

(3)设备选型

①主变压器选用50000/110自冷型,110/10.5kV,有载调变压器。

②110kV选用GIS,户内布置。

③10kV设备选用中置式开关柜,断路器选用真空开关。

④10kV无功补偿采用成套装置,容量配置(4008+2×202_)kvar,分组投切。

(4)布置

变电站内有一条宽为4m的环形运输通道。道路转弯半径大于12.0m,便于主变运输。110kV采用GIS,布置方式(包括变压器)全部户内布置。主体建筑物东西长52.60m,南北宽23.00m,配电装置楼总高度14.50m。变电站建筑物占地约3327.2m2。在变电站建筑 物的东、南、北面另有宽为1.50m高为1.40m的运输平台。10kV开关室都布置在一层,层高为5.0m。室内开关柜双列布置,东西两门为工作人员通道,运输大门布置在北面通向室外。电容器室和消弧线圈室布置在主建筑一层10kV开关室的东侧,二次设备室布置在10kV开关室东面。所有有电气设备的房间(除10kV开关室)都尽量布置在建筑物的外缘,以便通风、采光。此外在东北面还有门卫区、门厅和室内楼梯间,门卫区只设值守间。变电站为全户内两层布置,110kV全电缆进线,10kV全电缆出线。为满足电缆进、出线和内部电缆联系的要求,在10kV开关室的下面设置了一层电缆夹层,层高为2.6m,因考虑通风、采光、出线方便及变压器室抬高高度,夹层采用局部下沉的方式,其中有1.4m在室外地坪以上,1.2m在地坪以下。夹层有两处通道,一处是门厅内的室内楼梯间,另一处在检修间内。防直击雷保护考虑在主建筑物顶上安装避雷带,构成防直击雷过电压保护。

3.5设计模式5(主要适用于城郊)

(1)工程规模

变电站内最终装设50MV·A主变2台,110/10kV二级电压,110kV二回进线,110kV配电装置采用CAS组合电器,户内布置,内桥接线。

10kV出线:单母线分段接线,最终24回出线。(2)电气主接线

变电站110kV采用内桥接线方式,10kV采用单母线分段接线方式。

(3)设备选型

①主变压器选用50000/110自冷型,110/10.5kV,有载调变压器。

②110kV选用CAS组合电器,户内布置。湘能电力

110KV变电站工程建设

③10kV设备选用中置式开关柜,断路器选用真空开关。

④10kV无功补偿采用成套装置,容量配置为10020kvar,分组投切。(4)布置

110kVCAS等设备采用户外紧凑型设备,安装在配电建筑二楼,配电建筑采用二层布置。配电建筑为长方形,二层布置,一层北面从 西到东依次为检修间、工具间、10kV电容器室、楼梯间;一层南面自西向东分别为10kV消弧线圈室、10kV开关室、门厅及辅房,夹层楼梯间布置在10kV开关室。二层从西向东依次为110kV配电装置室、二次室及楼梯间。

4、结束语

湘能电力承接的110kV变电站工程典型设计在统一建设标准、统一设备规范、方便设备招标、提高工作效率、降低变电站建设和运行成本等方面起到了很大的促进作用，加快了工程初步设计的进度及简化了初步设计审查的步骤。

第二篇：1 110kV 变电站典型设计目的及分类

110kV 变电站典型设计目的及分类 1.1 目的

贯彻实施集约化管理，统一建设标准．统一设备规范；方便设备招标．方便运行维护；加快设计、评审进度，提高工作效率；降低变电站建设和运行成本。.2 分类(1)A 类变电站

主变压器2 或3 台，主变容最50MV · A（或31.5、40MV · A)，电压等级11 份10kV、11 仅35 / IokV.110kV 配电装置及主变压器布置在户外，35kV 及10kV 配电装田布任在户内，主要适用于农村或小城市城郊。(2)B 类变电站

主变压器2 或3 台．主变容量50 MV ·A，电压等级110 / 10 kV ．主交压器布置在户外或户内．110 kV 及10kV 配电装且布置在户内．主要适用于小城市城区或大、中城市城郊。(3)C 类变电站

为半地下变电站．主变压器2、3 或4 台，主变容最50MV · A，电压等级11 仅10 kV，主变压器地上、其余地下。主贾适用于大中城市城区。典型设计在实际套用时需要注惫和完善的地方 2.1 结合地区特点不断优化设计方案 《 江苏110kv 变电站典型设计深化实施方案》 是在国家电网公司110kV 变电站典型设计的墓础上．按照”勤俭搞建设．集约搞经营”的思路大力推行“两型一化”建设，实施标准化设计、模块化组合、工厂化生产、集约化施工。其进一步分类如下：A-1-l 主要参考国网A 一1 方案，将A 一l 方案和A 一4 方案户内配电装置模块进行拼接．并进行总平面调整优化；A 一2 一1 方案主要套用国网A 一2 方案，并进行总平面调整优化；A 一2 一2 方案改国网A 一2 方案的内桥接线为扩大内桥接线，并对总平面进行调整；A一3 一l 方案主贾套用国网A 一3 方案．1l0kV 配电装置采用GIS ．并对总平面进行调整优化；B 一2 一1 主要套用国网B 一2 方案，为了 满足城市变电站的要求，采用全户内布置形式；B 一2 一2 主要套用国网B 一2 方案，在市郊对变电站嗓声、外观允许的悄况下采用GIS屋顶布置、主变户外布置；B 一5 一主要套用国网B 一5 方案，并对电气主接线、总平面向进行调整优化。.2 其他一些设计方案

对110kV 典设方案．在实际使用过程中可根据墓本模块．排列组合出新的方案。例如：对于A 方案，如布置于较偏远的农村，35 kV 和10 kV 开关室可考虑采用L 型布置，一层建筑。这种布置方式施工周期短．出线方向、走廊明确．有利于架空出线。.3 1 1 0 kV 电压互感器 典设方案中110kV 电压互感设置在电源侧．而110kV 变电站多为终端变．Ll0kv 接线以内桥为多，习惯在桥两侧经隔离开关装设电压互感器，这样对于保护、计量、测量、电源自投等都带来好处。对于A一2 一2 方案（扩大内桥接线），建议在双桥中间加一组电压互感器，以利自投电源检测。2.4 10 kV 无功补偿容量

典设方案中配皿为主变容童的10 % ~ 15 % ．每台主变2 组，并采用2 台开关柜分别控制。而根据网家电网生【202_】 435 号通知《 因家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》 中第二十一条：35kv ~ 110kV 变电站的容性无功补偿装置以补偿变压器无功很耗为主，并适当兼顾负荷侧的无功补偿。容性无功补偿装置的容量按主变压器容量的10 % ~30 % 配置，并满足35 kV~1 10 kV 主变压器最大负荷时．其高压侧功率因数不低于0.95。再根据目的电力系统中无功缺抓较大，江苏常州供电公司下达的设计任务书上，无功补偿容最已要求达到主变容最的20 ％。即50MV·A 的主变要配置1 0Mvar 的补偿容最。由于补偿容量的变化，单台电容器的容最选择也发生了变化．即单台电容器的容量从选择200 kvar 一 只改选为334 kVar 一只。电容器室的尺寸也发生了较大的变化。考虑电容器采用真空接触器分组投切．变电站如布置2 台50 Mv·A 主变．则电容器欢尺寸长宽宜为10 m X 8m。其接线如图l。

典设方案中．每组电容器分别装设6 ％及12 % 限制涌流和谐波分量的串联电抗器。如仅考虑限制涌流，则用不着这么高的电抗率．有l ％的电抗率限制涌流足够。如在每个变电站考虑消谐，则考虑6 % 或者说12 ％电抗率技术上还是不够的．是否能达到真正的滤波效果还有待于进一步研究。2.5 所用变压器容．

典设方案中所用变压器容量为两台80kV·A配变，按工程设计实际情况．大多数变电站只需考虑接地变兼所用变（容量为50 kv·A）即可。而对于B 一2 一1 方案，变电站为全户内布置时．当两台所用变供电还满足不了市区变电站内供电可靠性要求时（如变电站内有集控中心时）．还需考虑外来10kV 电源接所用变的情况（如常州供电公司110kV 城北变电站，第三台所用变采用了施工时10kV 外接电源转带负荷开关和干式变的供电方式）。2.6 变压器室散热通风

典设B 一2 一I 方案．当变压器户内布置时，应考虑变压器室散热通风的计算及设计方法。对变压器空自然通风应进行传热与流动的机理分析．仔细研究变压器室散热、变压器本身结构、变压器室进排风口面积与位置以及变压器室高度等之间的相互关系。2.7 GIS 室内是否设行置行车

典设B 一2 一方案，110kvGIS 室内不设置行车。但依据以往的设计经验和施工安装反谈的意见，GlS 室内最好设置行车，这对于施工、安装、维护、检修都有好处，可以提高GlS 安装质脸。2.8 变电站接地

典设方案中．变电站接地都采用钢接地（包括接地引下线、接地网和接地极)．特殊情况如高腐蚀土壤地区或化工区宜推荐采用钢或铜包钢接地体。其他一些11OkV 变电站设计模式 3.1 设计摸式1（主要适用于农村｝(l)工程规模

程远景规棋2X40MV·A变压器．电压等级为110/51/10kV，本期上一台40 Mv·A 主变，1 1 0 kV 二回进线一次建成。35kV 出线远景8 回，本期6 回；10 kv 出线远景16 回．本期上8 回。土建一次建成。(2）主接线

① 110kv 为内桥接线，户外布盆。

② 35kv 系统采用单母线分段接线，架空出线。③ 10kv 系统采用单母线分段带旁路接线．电缆出线。(3）设备选型

① 主变压器：SSZ9 一40000/110;② 110kv 开关选用SF ．开关．户外布置。③ 35 kV 设备选用固定式开关柜，断路器选用FP4025 型SF ．开关。

④ 10 kv 设备选用GG-1A(F）开关拒，断路器选用真空开关。⑤ 无功补偿采用的成套装置，容最配份为(2400 + 1800)kVaLr ．分组投切。(4）布置

变电站110kV 配电装置为户外中型布置．35 kv 开关室和10kV 开关室为二幢独立的一层建筑．施工周期短，出线方向、走廊明确．二台主变按一字型排列，其中心间距为19.7m，净距13.45m，大于规程委求的8m，故两台主变间不需设防火墙，主变外壳与35 kV 和1 0kV 开关室的外墙间净距均大于10m，故35 kV 和10 kV 开关室均可按需要开设门窗。变电站内有一条环形运输通道．运输主变的15m 超长大平板车可直接驶人变电站，卸下主变后经环形通道驶出变电站，也可根据需要将检修的主变从运行的主变旁沿运输道牵引出去，满足其间电气安全净距要求。电容器采用密集型电容器，布且在户外。.2 设计模式2（主要适用于农村或小城市城郊）(1）工程规模

远景2x40MV · A变压器．电压等级为11 0/10 kV，本期上一台40MV · A主变．Ll0kV 二回进线一次建成。10kV 出线远景16 回，本期上8 回。土建一次建成。(2）主接线

110kV 为内桥接线．户外布置。

10kv 系统采用单母线分段接线．电缆出线。(3）设备选型

① 主变压器选用40000 / 110 , 1 10 / 10.5kv，有载调变压器。② 110kV 开关选用SF6开关，户外布置。③ 10kv 设备选用中置式开关柜，断路器选用真空开关。

④ 无功补偿采用成套装置，容量配置为本(3600 + 1200)kvar，分组投切。(4）布置

变电站围墙东西长5lm，南北宽66m，面积3 804m2（包括进所道路50m）。110kV 配电装置为户外中型布置，控制室和10kv 配电装置等布置在户内。110kV 内桥接线采用户外普通中型布置，两内桥进线中心距为16m。二台主变中心间距为16 m，净距大于规程要求的8m，故两台主变间不需设防火墙。变电站内有一条环形运输通道，方便运输主变和维护设备。10kv 开关柜双列布置，主变中心到10kv 开关室的外墙间净距为12.5m，大于10m , 故10kV 开关室均可按需要开设门窗。10kV 及控制电缆进出线考虑电缆沟布置方式。3.3 设计模式3（主要适用于城郊）(l）工程规模

变电站内最终装设50MV · A 主变2 台，110 / 10 kV 二级电压，110kv 二回进线，110kv 配电装置采用Gls 组合电器，户内布置，内桥接线。10kV 出线：单母线分段接线，最终24 回出线。(2）电气主接线

变电站110kV 采用内桥接线方式，10kv 采用单母线分段接线方式。(3）设备选型

① 主变压器选用50000 / l10 自冷型，110 / 10.5 kv，有载调变压器。

② 110kV 选用GIS，户内布置。

③ 10kv 设备选用中置式开关柜，断路器选用真空开关。

④ 10kv 无功补偿采用成套装置，容量配置为(3 600 + 2400)kVar，分组投切。(4）布置

变电站占地面积3450MxM，约5.2 亩，建筑面积约1228 MxM。110kv 采用GIS，布置方式为除变压器在户外外，其余均布置在户内。变电站内有一条宽为4m 的环形运输通道。主体建筑物东西长40.32m , 南北宽11.0m，配电装置楼总高度15.om，控制楼总高度10.om。在变电站建筑物的东、北面另有宽为l.5m 高为1.4m 的运输平台；10kv 开关室布置在一层，层高为5.0m。室内开关柜双列布置；1 10kv GlS 室布置在主建筑二层，层高为10.0m，消弧线圈室和检修间上方的屋顶作为GlS 的吊装平台，吊装平台通向室外楼梯。为满足电缆进、出线和内部电缆联系的要求，在10kV 开关室的下面设置了一层电缆夹层，层高为2.6m，因考虑通风、采光、出线方便以及变压器室抬高高度，夹层采用局部下沉的方式，其中有1.4m 在室外地坪以上，1.2m 在地坪以下。3.4 设计模式4（主要适用于大、中城市城区）(l）工程规模

变电站内最终装设50 MV · A 主变2 台，110 八O kV 二级电压，110kV 二回进线，110kV 配电装置采用GlS，户内布置，内桥接线。10kv 出线：单母线分段接线，最终24 回出线。(2）电气主接线

变电站110kV 采用内桥接线方式，10kV 采用单母线分段接线方式。两路110kV 进线与两台主变之间采用内桥接线方式。正常情况可按一路电源供两台主变，另一路进线电源断路器待备投，或两路电源各供一台主变，由桥断路器实现互备投等方式运行。(3）设备选型

① 主变压器选用50000 / 110 自冷型，1 1 0 / 10.5 kv，有载调变压器。

② 110kv 选用GlS，户内布置。

③ 10kv 设备选用中置式开关柜，断路器选用真空开关。

④ 10kv 无功补偿采用成套装置，容量配置(4008 + 2x2004)kVar，分组投切。(4）布置

变电站内有一条宽为4m 的环形运输通道。道路转弯半径大于12.0m，便于主变运输。

110kv 采用GlS，布置方式（包括变压器）全部户内布置。主体建筑物东西长52.60m，南北宽23.oom , 配电装置楼总高度14.50m。变电站建筑物占地约3 327.MxM 时。在变电站建筑物的东、南、北面另有宽为1.50m 高为1.40m 的运输平台。10kV 开关室都布置在一层，层高为5.Om。室内开关柜双列布置，东西两门为工作人员通道，运输大门布置在北面通向室外。电容器室和消弧线圈室布置在主建筑一层10kV 开关室的东侧，二次设备室布置在10kV 开关室东面。所有有电气设备的房间（除10kV 开关室）都尽量布置在建筑物的外缘，以便通风、采光。此外在东北面还有门卫区、门厅和室内楼梯间，门卫区只设值守间。

变电站为全户内两层布置，110kV 全电缆进线，10kv 全电缆出线。为满足电缆进、出线和内部电缆联系的要求，在10kV 开关室的下面设置了一 层电缆夹层，层高为2 , 6m，因考虑通风、采光、出线方便及变压器室抬高高度，夹层采用局部下沉的方式，其中有1.4m 在室外地坪以上，1.2m 在地坪以下。夹层有两处通道，一处是门厅内的室内楼梯间，另一处在检修间内。防直击雷保护考虑在主建筑物顶上安装避雷带，构成防直击雷过电压保护。3.5 设计模式5（主要适用于城郊）(l）工程规模

变电站内最终装设50 MV· A 主变2 台，1 10 / 10 kV 二级电压，110kV 二回进线，110kV 配电装置采用CAS 组合电器，户内布置，内桥接线。10 kv 出线：单母线分段接线，最终24 回出线。(2）电气主接线

变电站110kv 采用内桥接线方式，10kV 采用单母线分段接线方式。(3）设备选型

① 主变压器选用50000 / 110 自冷型．1 1 0/1 0.5 kv，有载调变压器。

② 110kv 选用CAS 组合电器，户内布置。

③ 10kV 设备选用中置式开关柜，断路器选用真空开关。④ 10kV 无功补偿采用成套装置，容量配置为10 020 kVar，分组投切。(4）布置 110kVCAS 等设备采用户外紧凑型设备，安装在配电建筑二楼，配电建筑采用二层布置。配电建筑为长方形，二层布置，一层北面从西到东依次为检修间、工具间、10kV 电容器室、楼梯间；一层南面自西向东分别为10kV 消弧线圈室、10kV 开关室、门厅及辅房，夹层楼梯间布置在10 kv 开关室。二层从西向东依次为110kV 配电装置室、二次室及楼梯间。4 结束语

110kv 变电站典型设计在统一建设标准、统一设备规范、方便设备招标、提高工作效率、降低变电站建设和运行成本等方面起到了很大的促进作用，加快了工程初步设计的进度及简化了初步设计审查的步骤。

第三篇：220kV变电站典型设计综述分析

220kV变电站典型设计综述分析

摘要：本文主要通过对某电力公司220KV变电站设计的演变过程，分析了典型设计的设计原则、技术方案和特点、模块的拼接和调整的方法，以希望可以加强工作人员可以更好地理解及使用220KV变电站典型设计。关键词：模块；典型设计；实施方案

220KV变电站典型设计是国家电网公司进行集约化管理的基本工作，对220KV变电站进行典型设计的目标是：建设标准要统一、设备规范要统一、设备的形式要减少；便于进行集中招标，便于维护运行，降低变电决的建设成本和运营成本；设计、评审及批复的进度要加快，工作效率也要提高。1 220KV变电站典型设计的设计原则

统一性原则：建设的标准要统一，基建及生产运行的标准也应当统一，外部的形象也要统一，要能够体现国家电网公司的企业文化。

可靠性原则：主接线的方案一定要迫使可靠，典型设计模块在组合之后的方案也必须要安全可靠。

经济性原则：依照企业经济效益最大化的原则，对工程的初期投资费用和长期运行费用进行综合考虑，在设备的使用寿命期内追求最大的经济效益。

先进性原则：选择设备时，要注意设备的先进性、合理性，要选用占地面积小、环保好、技术经济指标先进的设备。

适应性原则：要对不同地区实际情况进行综合考虑，要能够广泛地适用于国家电网公司的系统，而且还要在一定的时间里面适用于不同形式、不同规模及不同的外部条件。

灵活性原则：模块的划分要合理，接口要灵活，组合方案应该丰富多样，规模的增减要方便。

时效性原则：建立的典型设计，应当随着电网的发展及技术的进步而不断地改进、补充及完善。

和谐性原则：变电站应该与周边的人文地理环境协调统一。2 220KV变电站典型设计的推荐和实施方案 220KV变电站典型设计应当分成两个层面：一是国家电网公司推荐的方案，二是在前述设计原则及推荐方案的指导之下，结合各网省公司各自的特色方案而形成的各自的实施方案。

我国220KV变电站典型设计刚刚起步，各个网省公司的实施方案都很多，因此，典型设计的推荐方案一直在不断地优化和，这样一来，网省公司的实施方案也将随之而减少。

目前国家电网关于220KV变电站典型设计的推荐方案有直三个，其中户外方案有八个，户内方案有五个。这些方案是根据不同的主变压器的容量，进出线的规模，配电装置的形式，主接线的形式，以及设备配置的水平这些因素来进行区分的。设计方案的不同公司，都有典型的地区代表性，而且设计经验丰富，设计水平较高，所以这些推荐方案都安全遵循了前述的220KV变电站典型设计的设计原则。

3某电力集团公司220KV变电站典型设计的方案演变过程

从上世纪九十年代后期一直到现在，该变电站的方案经历了一系统的优化演变过程。

在九十年代后期，220KV变电站的设计方案一般都是220KV采用双母线加旁路母线，户外管形为母线中型的配电装置。而110KV采用的是单线母线分段加旁路母线，户外管形为母线中型的配电装置。35KV采用的是真空开关柜。这种模式的变电站，一般的占地面积为40亩。

从202_开始，随着我国设备生产能力提高，特别是开关设备的合资生产厂不断出现，还有该地区电网结构的不断加强，该院的220KV变电站在设计时逐渐将高中电压等级的旁路母线取消了。在202_年前后所设计的某220KV变电站，其占地面积只有27亩。

202_年之后，该电力集团对运行中的220KV包括以下电压等级的变电站进行改选，实施无人值班的制度，并且亦对新的工程按照无人值班的制度来设计。与此同时，各个市级代电公司普通采用了合资厂所生产的隔离开关，以避免国产隔离开关在运行中出现的问题较多的情况。除此之外，该院在设计方案中提出全GIS变电站，以节省成本。

经过一系统的优化，在之后建成的某变电站，占地面积已经不到十亩。4该电力集团220KV变电站典型设计的实施方案和特点

4.1设计方案的组合

该电力集团220KV变电站典型设计的实施方案是以国家电网关于220KV变电站典型设计的推荐方案作为指导的，并且还结合了该电力集团现有的设计模式，按照主变压器的台数和容格局量、无功配置、电气主接线的形式、出线的规模、布置的格局、配电装置的形式等等组合，形成了六个方案。其中，户外变电方案两个，户内变电站的方案是四个。

在设计实施方案的过程中，对该电力集团220KV变电站的常见的方案进行总结、提炼与优化，体现出了推荐方案的“安全可靠、投资合理、技术先进、运行高效、标准统一”的设计原则，也体现了220KV变电站典型设计几从设计原则的协调与统一。

4.2实施方案的特点 4.2.1占地面积小

GIS的设备是高度集成的，该电力集团的全GIS组合电器220KV变电站的占地面积一般都不高于10亩，只占同规模AIS变电站占地面积的25%—30%，照这样计算，该电力集团一年可以节省占用的土地面积为400亩。

4.2.2适用性强，建设工期短

采用GIS设备，可以便捷地将220LKV的配电装置和110KV的配电装置设计成不同的模块，根据变电站的不同规模来组合，从而提高设计的效率。不但如此，因此GIS设备的模块化程度比较高，这就大大地提高了施工安装和竣工验收的效率，将变电站的建设周期给缩短了，提高了电网建设的速度。

4.2.3无人值班的形式，可以减少成本，提高公司的效益。4.2.4污闪明显减少

GIS主体的带电部分是密封在金属的铝合金的外壳里面的，具有传导性好、重量比较轻、不产生涡流损耗的优点，而且还搞腐蚀。GIS的这种密封式的结构，非常适用于污秽等级比较高，或者是有盐雾的环境比较恶劣的地区，可以有效地减少污闪事故。

4.2.5大大地减少了检修和维护的工作量

GIS所暴露在外的绝缘少，内部有绝缘气体，而且机械结构比较简单，所以发生故障的概率相对较低。而且每个气隔都是在气体密度继电器的监控之下的，加上GIS的二次回路可以非常方便地和微机监控系统相连，所以可以提高GIS的整体有效性，可以做到向用户连续供电。

4.2.6有效地控制工程造价

使用GIS系统，土地占用的面积低，所以节省了土地使用费，另外，还可以减少建筑量，也就节省了相关的成本。

4.2.7景观效果也非常好

整个出线架构是采用两个间隔共同使用一个榀梁的方式，减少了变电站架构的数量，使得变电站总体简洁、美观。5典型的设计和使用

5.1对设计方案的实施和调整

如果工程建设的规模和前期工作确定的原则和本方案是相符的，则可以选择本方案来作为该变电站本体的设计，然后再将典型设计中没有包括的外围的部分加入进去，以完成整体工程的设计。

如果布置的方案并不能够满足要求，那么使用者可以将模块重新组合，以适应实际的需求。实际的工程与典型设计规模的差异是不可避免的，这是因为在实际工程中，出线回路数、出线的方向、设备的配置与预定的规模不可能完全相同。所以，设计子模块时要用概算来调整，子模块的设计内容包括以下几部分：设备的保护、电缆、电气一次设备、主要的安装材料、引线构架、设备支架、其他等等。

在实施方案模块时，要考虑适用性，实际的工程内部设备的布置应当根据具体设备的情况来调整和优化。

结束语：220KV变电站典型设计的推荐方案在完成后到现在，该电力集团所属的所有220KV新建的变电站的设计都是采取了新的典型设计方案，也取得了良好的效果，获得了较大的经济效益。相信在今后，这一设计会更加完善，发挥更大的作用。

参考文献：

[1]于光远.山东济南电网220kV变电站在运行条件下的大规模改造[D].上海交通大学,202_.[2]郭日彩,许子智,齐立忠,李喜来,李晋,张莲瑛,何长华,管顺清.美国输电线路典型设计概况及对我国电网工程设计建设的启示[J].电网技术,202_,12:33-41.[3]冀珩.考虑设备—结构相互作用的大型变电站主厂房系统抗震性能研究[D].西安建筑科技大学,202_.

第四篇：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！

第五篇：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