110kv变电站典型设计
第一篇：110kv变电站典型设计
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2005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。
1 110kV变电站典型设计应用实列
海阳市供电公司2006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 11032-2000《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。
2 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
第二篇：110kV变电站初步设计典型方案
二.A方案
2.4.1 发电机参数 (一)工程建设规模
a)主变压器:终期2×31.5MVA,本期1×31.5MVA; b)电压等级:110/35/10kV三级; c)出线回路数: 1)110kV出线: 终期4回,本期2回; 2)35kV出线: 终期8回,本期4回; 3)10kV出线: 终期12回,本期6回; 4)无功功率补偿: 终期4×3Mvar,本期2×3Mvar;
(二)设计范围
1)本典型设计范围包括变电所内下列部分:
a)电力变压器及各级电压配电装置,所用电系
统设备,过电压保护及接地装置,直流操作电源系统设备;相应的继电保护及自动装置,就地测量及控制操作设备,自动化系统设备以及电缆设施等。
b)与电气设备相关的建筑物、构筑物,给水排水设施,通风设施,消防设施,安全防范及环境保护措施。
2)系统通信设施、所外道路、所外上下水系统、场地平整和特殊基础处理、大件设备运输措施等不纳入本典型设计范围。其中由于通信设施需根据外部通信系统条件确定,本典型设计中仅留布置安装条件,不作具体设计。
3)设计分界点
a)变电所与线路的分界点为:110kV、35kV配电装置以架空进线耐张线夹(不含)为界。10kV配电装置以开关柜内电缆头(不含)为界。
b)进所道路设计以变电所大门为界,大门外不属本典型设计范围。
(三) 设计条件
2.4.1 发电机参数
1)所址自然条件
环境温度: -10℃~40℃最热月平均最高温度: 35℃
设计风速: 30m/s 覆冰厚度: 5mm 海拔高度: <1000m 地震烈度: 6度
污秽等级: II级
设计所址高程: >频率为2%洪水位
凡所址自然条件较以上条件恶劣时,工程设计应作调整。 2)系统条件
按照系统的情况,设定110kV系统短路电流为25kA,要求10kV母线的短路电流不超过20kA
(四)主要技术经济指标
2.4.1 发电机参数
1)投资: 静态投资: 1367.45 万元,单位投资: 434 元/kVA; 动态投资: 1398.96 万元,单位投资: 444 元/kVA; 2)占地面积
所区围墙内占地面积:7695.96m 所区围墙内建筑面积: 560m
2
2 主控制楼面积: 422.5m2
(五)电气主接线
变电所主接线110kV、35kV及10kV终期均为单母线分段接线,初期为单母线接线。详见图“W851A02-A02-001”。
(六)电气设备布置
35kV 及110kV配电装置采用户外中型软母线布置方式，35kV配电装置与110kV配电装置成垂直布置。
两台主变位于110kV配电装置和10kV配电装置室之间。10kV配电装置采用户内成套高压开关柜,单列布置,采用架空或电缆出线。
10kV电容补偿装置为户外型，布置在10kV配电装置室左侧户外空地上,本期布置二组。变电所纵向长度为108.7m，横向宽度为70.8m，占地面积为7695.96m2。
电气总平面布置详见图“W951A02-A02-002”。
(七)Ö÷ÒªÉ豸ѡÔñ
1) 35kV及 110kV配电装置
35kV及110kV断路器选用单断口瓷柱SF6断路器。
35kV及110kV隔离开关选用GW4型隔离开关,110kV隔离开关配电动操作机构。35kV隔离开关配手动操作机构。
110kV电流互感器选用油浸式电流互感器。
110kV电压互感器选用电容式电压互感器。
110kV避雷器选用氧化锌避雷器。
2£©10kV配电装置
选用XGN2-12型固定式高压开关柜,配真空断路器, 真空断路器配一体化弹簧操作机构,采用架空或电缆出线¡£ÎªÏû³ýгÕñÓ°Ïì,10kV电压互感器选用抗铁磁谐振三相电压互感器,型号为JSXNGF-10¡£
3)无功补偿装置
无功补偿容量及分组按就地补偿,便于调节及不产生谐振的原则配置,本典型设计无功补偿容量按主变容量20%左右考虑,本期工程装设2组3000kvar无功补偿装置成套装置。
4)35kV中性点消弧线圈
35kV电网中性点不接地系统单相接地电容电流按规程要求不超过10A,本典型设计对单相接地电容电流补偿暂按选用智能型油浸式消弧线圈,容量为550kVA考虑,调节范围为9挡,具体工程设置按系统情况而定。
(°Ë)ϵͳ¼Ìµç±£»¤ºÍ°²È«Îȶ¨¿ØÖÆ×°ÖÃ
变电所根据《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求，及广西电网运行情况进行系统继电保护和安全稳定控制装置的配置。
1) 110kVÏß·±£»¤
每回线应装设反应相间短路和接地短路的保护。配置三段式相间距离、接地距离、零序电流方向保护，三相一次重合闸，带电压切换回路及断路器操作回路。后备保护采用远后备方式。组屏采用2回线路保护合用一面屏的方式。
2) 110kVĸÏß±£»¤
110kV²à³õÆÚÖ»ÓÐ2»Ø³öÏß,Ôݲ»¿¼ÂÇ×°ÉèĸÏß±£»¤£»ÖÕÆÚ4»Ø110kV³öÏߣ¬µ¥Ä¸Ï߷ֶνÓÏߣ¬°´¹æ³Ì¹æ¶¨×°ÉèÒ»Ì×110kVĸÏß±£»¤¡£
(九)系统通信
本变电所由所在网区地调调度管理，为满足综合自动化的要求，变电所应具有光纤或其他形式可靠的通信通道，并设一门邮电公网电话。由于各地区通信条件差异较大，在典型设计中难以统一，由相应工程设计时根据具体情况而定，本典型设计仅预留通信设备装设位置，不作具体设计。
(Ê®)微机监控装置
控制功能由微机监控系统实现,取消常规的控制屏和中央音响信号系统,声光报警由微机监控系统实现。
微机监控系统采用分层分布式,分为变电所层和现地设备层。现地设备层按所内一次设备布置间隔来划分配置。各间隔的监控设备相对独立,这些设备通过现地局域网实现数据链路的连接，可完成他们之间的信息传送。
所内局域网按单网考虑，通信介质采用光纤，变电所层可采用总线型结构或星型结构;现地设备层宜采用总线型结构。
(十一)土建部分
地基和抗震
建(构)筑物按天然地基承载力特征值fa=150kPa设计,场地和地基条件简单,地基基础设计等级为丙级。初期基础工程量未考虑有软弱下卧层估算,具体工程应根据其地质报告复核基础设计,必要时应修改基础设计或结合当地经验采用人工地基。
根据《建筑抗震设计规范(GB50011-2001)》广西大部分地区抗震设防烈度为6度,设计基本地震加速度值为0.05g,本标准设计的建(构)筑物设防标准按一般变电所,即丙类建筑物设防,其地震作用和抗震措施均按6度抗震设防烈度设计。
三、B方案
(一)工程建设规模
a)主变压器:终期2×31.5MVA,本期1×31.5MVA; b)电压等级:110/35/10kV三级; c)出线回路数: 1)110kV出线: 终期2回,本期1回; 2)35kV出线: 终期8回,本期4回; 3)10kV出线: 终期12回,本期6回; 4)无功功率补偿: 终期4×3Mvar,本期2×3Mvar;
(一)工程建设规模
a)主变压器:终期2×31.5MVA,本期1×31.5MVA; b)电压等级:110/35/10kV三级; c)出线回路数: 1)110kV出线: 终期2回,本期1回; 2)35kV出线: 终期8回,本期4回; 3)10kV出线: 终期12回,本期6回; 4)无功功率补偿: 终期4×3Mvar,本期2×3Mvar; (二)设计范围及设计条件
设计范围及设计条件与A方案相同。
(三) 主要技术经济指标
1)投资: 方 案 一 方 案 二 静态投资: 1194.5 万元 1204.81 万元 静态单位投资: 379 元/kVA 382 元/kVA 动态投资: 1222.03 万元 1232.57 万元 静态单位投资: 388 元/kVA 391 元/kVA
2)占地面积
方 案 一
方
案 二
所区围墙内占地面积:
5618.3m
25961.06m2 所区围墙内建筑面积:
454.3m2
454.3m2
主控制楼面积:
316.8m2
316.8m2
(五)电气主接线
方案一
本方案变电所主接线110kV终期为内桥接线, 初期为线路变压器组接线;35kV及10kV终期均为单母线分段接线,初期为单母线接线。详见图“W851B02-A02-001”。考虑在110kV侧计费, 110kV出线安装三相电压互感器。
方案二 本方案变电所主接线110kV终期为单母线接线, 初期为线路变压器组接线;35kV及10kV终期均为单母线分段接线,初期为单母线接线。详见图“W851B02-A02-002”。
(六)电气设备布置
35kV 及110kV配电装置采用户外中型软母线布置方式，35kV配电装置与110kV配电装置成垂直布置。
两台主变位于110kV配电装置和10kV配电装置室之间。10kV配电装置采用户内成套高压开关柜,单列布置,采用架空或电缆出线。
10kV电容补偿装置为户外型，布置在10kV配电室左侧主控制楼前户外空地上,本期布置二组。
变电所电气总平面布置详见图“W951B02-A02-00
3、004”;
方案一占地面积为5618.3m2, 方案二占地面积为5961.06m2。
配置、系统通信要求、基本与
(七)Ö÷ÒªÉ豸ѡÔñ
主要设备选型、系统继电保护和安全稳定控制装置的A方案相同。
第三篇：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2005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。
1 110kV变电站典型设计应用实列
海阳市供电公司2006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 11032-2000《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。
2 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。
参考文献
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[5] GB 11032-2000.交流无间隙金属氧化物避雷器[S].
[6] 国家电网公司输变电工程典型设计110kV变电站分册，2005.
第四篇：110kV变电站典型设计二次部分
一、 系统继电保护技术原则
1. 线路保护
1.1 配置原则
(1) 每回110kV线路的电源侧变电站一般宜配置一套线路保护装置，负荷侧变电站可以不配。保护应包括完整的三段相间和接地距离、四段零序方向过流保护。
(2) 每回110kV环网线及电厂并网线、长度低于10km短线路宜配置一套纵联保护。 (3) 三相一次重合闸随线路保护装置配置，重合闸可实现“三重”和停用方式。 1.2 技术要求
(1) 线路保护应适用于系统一次特性和电气主接线的要求。
(2) 线路两侧纵联保护配置与选型应相互对应，若两侧二次电流相同，主保护的软件版本应完全一致。
(3) 被保护线路在空载、轻载、满载的条件下，发生金属性和非金属性各种故障，线路保护应正确动作。外部故障切除，外部故障转换，故障切除瞬间功率倒向及系统操作等情况下，保护不应误动作。 (4) 在本线路发生振荡时保护不应该误动作，振荡过程中再故障时，应保证可靠切除故障。 (5) 主保护整组动作时间不大于20ms(部包括通道传输时间);返回时间不大于30ms(从故障切除到保护出口接点返回)。
(6) 在带偏移特性保护段反向出口时应能正确动作，不带偏移特性保护段应可靠不动。 (7) 手动或自动重合于故障线路时，保护应瞬时可靠地三相跳闸;而合闸于无故障线路时应不动作。
(8) 保护装置应具有良好的滤波功能，具有抗干扰和谐波的能力。在系统中投切变压器、静补、电容器等设备时，保护不应误动作。
(9) 重合闸应按断路器设置，只实现一次重合闸，在任何情况下，不应该发生多次重合闸。由线路保护出口起动。断路器无故障跳闸应能起动重合闸。
2. 母线保护
2.1 配置原则
(1) 双母线接线应配置一套母差保护 (2) 单母分段接线可配置一套母差保护
(3) 单母线或是单母分段上带有多条电源进线，且定值难以整定配合时应配置一套母差保护。
2.2 技术要求
(1) 母线差动保护要求采用具有比率制动特性原理的保护，设置大差和各段段母线的小差保护，大差作为母线区内故障判别元件，小差作为母线故障的选择元件。还应具有抗电流互感器饱和能力，复合电压闭锁，故障母线自动选择，运行方式自适应，母联、分段失灵和死去保护等功能。
(2) 母线发生各种接地和相间故障包括两组母线同时发生或相继发生的各种相间和接地故障时，母线差动保护应能快速切除故障。
(3) 母线差动保护装置不应因母线故障时有流出母线的电流而引起拒动。
(4) 母线保护不应受电流互感器暂态饱和的影响而发生不正确动作，允许使用不同变比的电流互感器。
(5) 母线差动保护应具有复合电压闭锁出口回路措施。电压按母线闭锁。母联断路器及分段断路器不经电压闭锁。
(6) 具有电流电压回路断线告警功能，电流回路断线除告警外，还应闭锁母差保护。 (7) 时间要求
1) 母线保护整组动作时间20ms 2) 母线保护动作返回时间30ms 3. 母联(分段)断路器保护
3.1 配置原则
(1) 母联(分段)按断路器配置一套完整的、独立的，具备自投自退功能的母联(分段)充电保护装置和一个三相操作箱，操作箱也集成于保护装置。 (2) 要求充电保护应据具有两段相过流和一段零序过流。 3.2 技术要求
保护装置采用微机型，应具备两段式电流保护功能。
4. 备用电源自动投入
4.1 配置原则
根据主接线方式要求，母联(分段、桥)断路器、线路断路器可配置备用电源自动投入装置。 4.2 技术要求
(1) 母联( 分段、桥) 断路器装设检无压自投装置。
1) 自投条件: 识别两电源、进线均工作， 母联( 分段、桥) 断路器断开。
2) 自投步骤: 检本侧( 或中、低压〉一侧母线无压， 且该侧电源进线断路器无电流，同时检本侧(或中、低压)另一侧母线有压，则延时跳无压母线电源进线断路器，确认此断路器跳闸(并非人为手跳)后，起动自动装置，瞬时投入母联(分段、桥〉断路器。 自投成功后，充电保护应自动退出。 (2) 线路断路器装设检无压自投装置。
1) 自投条件: 识别两电掘进线一工作、一备用， 母联( 分段、桥) 断路器合人。
2) 自投步骤: 检本侧( 或中、低压) 两母线均无压， 则延时跳工作电源进线断路器，确认此断路器跳闸(并非人为手跳〉后，起动自动装置，投入备用电源进线断路器。 自投成功后，充电保护应自动退出。
(3) 其中内桥接线起动总出口的变压器保护， 保护动作应闭锁备用电源自动投入装置。 (4) 母差保护动作闭锁备用电源、自动投入装置。
5. 故障录波器
5.1 配置原则
对于重要的1 1 0 kV变电站，其线路、母联(分段)及主变压器可配置一套故障录波器。 5.2 技术要求
(1) 故障录波器软硬件均为嵌入式结构。 (2) 要求记录因故障、振荡等大扰动引起的系统电流、电压及系统频率全过程的变化波形。 (3) 装置可以同时由内部起动元件和外部起动元件起动，并可通过控制字整定。 (4) 故障录波器应能连续记录多次故障波形， 能记录和保存从故障前40ms 到故障后60s 的电气量波形。采样频率可变且不低于5000Hz。(5)。 (5) 至少能清晰记录9 次谐波的波形
(6) 交流电流工频有效值线形测量范围为0.1--2In;交流电压工频有效值线形测量范围为0.1-- 2Un 。 (7) 事件量记录元件的分辨率应小于1.0ms。
(8) 应具有远传功能， 分析软件并配备完整的主站功能， 可将录波信息送往调度端。故障录波器应能实现自动上传功能。 (9) 故障录波器应具备对时功能， 能够接受时间同步系统同步时钟脉冲，装置应有指示年、月、日、小时、分钟、秒的计时功能。
(10) 故障测距的测量误差应小于线路全长的3%，装置测出的距离值应有显示。
二、 计算机监控系统技术原则 1. 系统设备配置
(1) 监控系统宜采用分层、分布、开放式网络结构， 主要由站控层设备、间隔层、过程层(选配)以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备按工程实际建设规模配置。
(2) 站控层设备: 主机兼操作员工作站、远动通信设备、公用接口装置、打印机等，其中主机兼操作员工作站和远动通信设备均按单套配置，远动通信设备优先采用无硬盘专用装置。
(3) 网结设备: 包括网络交换机、光/ 电转换器、接口设备和网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等。
(4) 间隔层设备: 包括测控单元、网络接口等。 (5) 时间同步时钟装置完成对监控系统设备的对时。 (6) 测控单元按断路器回路配置，推荐采用保护、自动化测控合一的配置方式。
2. 系统网络结构
(1) 变电站宜采用单网结构， 站控层网络与间隔层网络采用直接连接方式。 (2) 站控层网络应采用以太网。网络应具有良好的开放性， 以满足与电力系统其他专用网络连接及容量扩充等要求。
(3) 间隔层网络应具有足够的传送速率和极高的可靠性，宜采用以太网。 3. 系统软件
主机兼操作员工作站应采用安全的UNIX、Linux或经过软件加固的Windows操作系统。 4. 系统功能
监控系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制，并具备遥测、遥信、遥调、遥控等全部的远动功能和同步对时功能，具有与调度通信中心交换信息的能力。具体功能要求按DL/ T 5149-2001 «220kV--500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》执行。 4.1 信号采集
监控系统的信号采集类型分为模拟量、状态量(开关量)。
(1) 模拟量: 电流、电压、有功功率、无功功率、频率、温度等， 电气模拟量按照DL/T 5137-2001 «电测量及电能计量装置设计技术规程》进行交流采样。
(2) 状态量(开关量) :断路器、隔离开关以及接地开关信号，继电保护装置和安全自动装置动作及报警信号，全站其他二次设备事故及报警监视信号。 4.2 与站内智能设备的信息交换
站内智能设备主要包括了做机型继电保护及安全自动装置、直流系统、UPS 系统、火灾报警系统、图像监视及安全警卫系统等设备。
(1) 监控系统与继电保护的信息交换。监控系统与继电保护的信息交换可采用以下两种方式。
方式一:保护的跳闸信号以及重要的告警信号采用硬接点方式接人测控装置，推荐采用非保持接点。每套保护装置推荐的保护硬接点信号见表9-1，接入监控的保护硬接点信号可在此基础上简化。 方式二:数字式继电保护装置与监控系统的连接方式应优先考虑网络直接连接方式;也可通过智能设备接口装置与监控系统相连。
(2) 监控系统与其他智能设备的信息交换。对于直流系统、UPS 系统、火灾报警等智能设备，采用两种方式实现监控系统与智能设备的信息交换
方式一:重要的设备状态量信号或报警信号采用硬接点方式接人测控装置，推荐采用非保持接点。
方式二:配置智能型公用接口装置，安装在二次设备室网络通信设备屏(柜)中，该公用接口装置通过RS - 485 串口方式实现与智能设备之间的信息交换，经过规约转换后通过网络传送至监控系统主机。
4.3 防误操作闭锁功能
监控系统应具备逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。 4.4 小电流接地选线功能
宜采用监控系统实现小电流接地选线功能。 4.5 AVQC 功能
监控系统AVQC功能需服从相关运行管理部门的要求。 4.6 通信规约
(1) 监控系统与融机保护的通信规约推荐使用DL/T 667-1999 规约或DL/T 860 (lEC61850) 规约， 与电能计量计费系统通信规约推荐使用DL/T719-2000 规约。 (2) 监控系统与调度端网络通信采用DL/T 634. 5104-2002 规约， 与调度端专线通信采用DL/ T 634.5101-2002 规约。 4.7 系统工作电源
监控系统站控层工作站等设备采用站内UPS供电。间隔层测控设备采用直流供电。间隔层需交流220V供电的设备，可采用直流逆变方式供电。 4.8 系统技术指标 系统技术指标应满足DL/T 5149-2001 «220-500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程》的要求。
三、 元件保护及自动装置 1. 主变压器保护 2.1 配置原则
(1) 主变压器做机保护可按主、后分开单套配置，主保护与后备保护宜引自不同的电流互感器二次绕组。或采用主后一体双套配置，每套保护分别引自不同的电流互感器二次绕组。 (2) 变压器应配置独立的非电量保护。 2.1 技术要求
(1) 当高压侧为内桥接线时， 要求各侧电流互感器分别引人差动保护装置。 (2) 高压侧配置复合电压闭锁过流保护，保护动作延时跳开变压器各侧断路器;中性点设置问隙的主变压器，配置中性点间隙电流保护、零序电压保护，保护动作延时跳开主变压器各侧断路器;配置零序电流保护，保护动作第一时限跳开高压侧母联〈分段〉断路器，第二时限跳开主变压器各侧断路器。 (3) 中压侧配置复合电压闭锁过流保护。保护为二段式， 第一段第一时限跳开分段断路器，第二时限跳开本侧断路器;第二段延时跳开主变压器各侧断路器。
(4) 低压侧配置时限速断、复合电压闭锁过流保护。保护为二段式，第一段第一时限跳1 0 kV分段，第二时限跳开本侧断路器;第二段第一时限跳分段断路器，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开主变压器各侧断路器。
(5) 各侧均配置过负荷保护， 保护动作于发信号。 (6) 当主变压器低压侧中性点经低电阻接地时， 还应配置零序电流保护。 2. 并联电容器保护
不接地系统配置微机型三段式相间电流保护，配置过电压、低电压及放电线圈开口主角零序电压保护/中性点不平衡电流保护/差压保护;低电阻接地系统还应配置零序电流保护。 3. 35kV (10kV) 线路保护
不接地系统配置微机型三段式相间电流保护及三相一次重合闸〈架空线路);低电阻接地系统还应配置零序电流保护。如果电流保护不能满足需要应根据实际选择配置相间距离保护或全线速动保护。
4. 接地变压器、接地电阻保护
接地变压器配置微机型三段式相间电流保护、零序电流保护及本体保护。保护动作跳变压器各侧断路器。
接地电阻配置一段式零序电流保护，保护动作跳变压器各侧断路器。 5. 35kV 母线保护
一般采用主变压器3 5 kV侧速断、过电流保护做为母线保护，不单独设置母线保护装置; 如果3 5 kV母线有馈出线，可配置专用微机型电流差动保护。 6. 自动装置
(1) 35kV (10kV) 小电流接地选线一般由监控系统实现。 (2) 低频减载装置
根据系统要求配置微机型低频减载装置， 35kV (10kV) 线路一般采用一体化装置中的自动低频减载功能，也可独立设置。
四、 组屏方式 1. 线路保护
宜两回线路保护装置组1面屏(柜)，左右两边端子排各接一回线路保护装置。如110kV采用测控、保护共同组屏(柜)方式，1 个电气单元组1 面屏(柜)。
第五篇：110kv变电站安全距离110kv变电站设计规范
110kv变电站安全距离
国家《电磁辐射管理办法》规定100千伏以上为电磁强辐射工程，第二十条规定：在集中使用大型电磁辐射设备或高频设备的周围，按环境保护和城市规划要求，在规划限制区内不得修建居民住房、幼儿园等敏感建筑。
不过，据环保部门介绍，我国目前对设备与建筑物之间的距离有一定要求。比如一般10KV—35KV变电站，要求正面距居民住宅12米以上，侧面8米以上;35KV以上变电站的建设，要求正面距居民住宅15米以上，侧面12米以上;箱式变电站距居民住宅5米以上。
北京市规划委(2004规意字0638号)110千伏的地下高压变电站工程项目，明确要求距离不得少于300米。
35～110KV变电站设计规范 第一章 总则
第1.0.1条 为使变电所的设计认真执行国家的有关技术经济政策，符合安全可靠、技术先进和经济合理的要求，制订本规范。
第1.0.2条 本规范适用于电压为35～110kV，单台变压器容量为5000kVA及以上新建变电所的设计。
第1.0.3条 变电所的设计应根据工程的5～10年发展规划进行，做到远、近期结合，以近期为主，正确处理近期建设与远期发展的关系，适当考虑扩建的可能。
第1.0.4条 变电所的设计，必须从全局出发，统筹兼顾，按照负荷性质、用电容量、工程特点和地区供电条件，结合国情合理地确定设计方案。 第1.0.5条 变电所的设计，必须坚持节约用地的原则。
第1.0.6条 变电所设计除应执行本规范外，尚应符合现行的国家有关标准和规范的规定。 第二章 所址选择和所区布置
第2.0.1条 变电所所址的选择，应根据下列要求，综合考虑确定：
一、靠近负荷中心;
二、节约用地，不占或少占耕地及经济效益高的土地;
三、与城乡或工矿企业规划相协调，便于架空和电缆线路的引入和引出;
四、交通运输方便;
五、周围环境宜无明显污秽，如空气污秽时，所址宜设在受污源影响最小处;
六、具有适宜的地质、地形和地貌条件(例如避开断层、滑坡、塌陷区、溶洞地带、山区风口和有危岩或易发生滚石的场所)，所址宜避免选在有重要文物或开采后对变电所有影响的矿藏地点，否则应征得有关部门的同意;
七、所址标高宜在50年一遇高水位之上，否则，所区应有可靠的防洪措施或与地区(工业企业)的防洪标准相一致，但仍应高于内涝水位;
八、应考虑职工生活上的方便及水源条件;
九、应考虑变电所与周围环境、邻近设施的相互影响。 第2.0.2条 变电所的总平面布置应紧凑合理。
第2.0.3条 变电所宜设置不低于2.2m高的实体围墙。城网变电所、工业企业变电所围墙的高度及形式，应与周围环境相协调。
第2.0.4条 变电所内为满足消防要求的主要道路宽度，应为3.5m。主要设备运输道路的宽度可根据运输要求确定，并应具备回车条件。 第2.0.5条 变电所的场地设计坡度，应根据设备布置、土质条件、排水方式和道路纵坡确定，宜为0.5%～2%，最小不应小于0.3%，局部最大坡度不宜大于6%，平行于母线方向的坡度，应满足电气及结构布置的要求。当利用路边明沟排水时，道路及明沟的纵向坡度最小不宜小于0.5%，局部困难地段不应小于0.3%;最大不宜大于3%，局部困难地段不应大于6%。电缆沟及其他类似沟道的沟底纵坡，不宜小于0.5%。
第2.0.6条 变电所内的建筑物标高、基础埋深、路基和管线埋深，应相互配合;建筑物内地面标高，宜高出屋外地面0.3m;屋外电缆沟壁，宜高出地面0.1m。
第2.0.7条 各种地下管线之间和地下管线与建筑物、构筑物、道路之间的最小净距，应满足安全、检修安装及工艺的要求，并宜符合附录一和附录二的规定。 第2.0.8条 变电所所区场地宜进行绿化。绿化规划应与周围环境相适应并严防绿化物影响电气的安全运行。绿化宜分期、分批进行。
第2.0.9条 变电所排出的污水必须符合现行国家标准《工业企业设计卫生标准》的有关规定。 第三章 电气部分 第一节 主变压器
第3.1.1条 主变压器的台数和容量，应根据地区供电条件、负荷性质、用电容量和运行方式等条件综合考虑确定。
第3.1.2条 在有
一、二级负荷的变电所中宜装设两台主变压器，当技术经济比较合理时，可装设两台以上主变压器。如变电所可由中、低压侧电力网取得足够容量的备用电源时，可装设一台主变压器。
第3.1.3条 装有两台及以上主变压器的变电所，当断开一台时，其余主变压器的容量不应小于60%的全部负荷，并应保证用户的
一、二级负荷。 第3.1.4条 具有三种电压的变电所，如通过主变压器各侧线圈的功率均达到该变压器容量的15%以上，主变压器宜采用三线圈变压器。
第3.1.5条 电力潮流变化大和电压偏移大的变电所，如经计算普通变压器不能满足电力系统和用户对电压质量的要求时，应采用有载调压变压器。 第二节 电气主接线
第3.2.1条 变电所的主接线，应根据变电所在电力网中的地位、出线回路数、设备特点及负荷性质等条件确定。并应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资和便于扩建等要求。
第3.2.2条 当能满足运行要求时，变电所高压侧宜采用断路器较少或不用断路器的接线。 第3.2.3条 35～110kV线路为两回及以下时，宜采用桥 形、线路变压器组或线路分支接线。超过两回时，宜采用扩大桥形、单母线或分段单母线的接线。35～63kV线路为8回及以上时，亦可采用双母线接线。110kV线路为6回及以上时，宜采用双母线接线。
第3.2.4条 在采用单母线、分段单母线或双母线的35～110kV主接线中，当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。当有旁路母线时，首先宜采用分段断路器或母联断路器兼作旁路断路器的接线。当110kV线路为6回及以上，35～63kV线路为8回及以上时，可装设专用的旁路断路器。主变压器35～110kV回路中的断路器，有条件时亦可接入旁路母线。采用SF6断路器的主接线不宜设旁路设施。
第3.2.5条 当变电所装有两台主变压器时，6～10kV侧宜采用分段单母线。线路为12回及以上时，亦可采用双母线。当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。当6～35kV配电装置采用手车式高压开关柜时，不宜设置旁路设施。
第3.2.6条 当需限制变电所6～10kV线路的短路电流时，可采用下列措施之一：
一、变压器分列运行;
二、采用高阻抗变压器;
三、在变压器回路中装设电抗器。 第3.2.7条 接在母线上的避雷器和电压互感器，可合用一组隔离开关。对接在变压器引出线上的避雷器，不宜装设隔离开关。
第三节 所用电源和操作电源
第3.3.1条 在有两台及以上主变压器的变电所中，宜装设两台容量相同可互为备用的所用变压器。如能从变电所外引入一个可靠的低压备用所用电源时，亦可装设一台所用变压器。当35kV变电所只有一回电源进线及一台主变压器时，可在电源进线断路器之前装设一台所用变压器。
第3.3.2条 变电所的直流母线，宜采用单母线或分段单母线的接线。采用分段单母线时，蓄电池应能切换至任一母线。
第3.3.3条 重要变电所的操作电源，宜采用一组110V或220V固定铅酸蓄电池组或镉镍蓄电池组。作为充电、浮充电用的硅整流装置宜合用一套。其他变电所的操作电源，宜采用成套的小容量镉镍电池装置或电容储能装置。. 第3.3.4条 蓄电池组的容量，应满足下列要求：
一、全所事故停电1h的放电容量：
二、事故放电末期最大冲击负荷容量。小容量镉镍电池装置中的镉镍电池容量，应满足分闸、信号和继电保护的要求。
第3.3.5条 变电所宜设置固定的检修电源。 第四节 控制室
第3.4.1条 控制室应位于运行方便、电缆较短、朝向良好和便于观察屋外主要设备的地方。 第3.4.2条 控制屏(台)的排列布置，宜与配电装置的间隔排列次序相对应。 第3.4.3条 控制室的建筑，应按变电所的规划容量在第一期工程中一次建成。无人值班变电所的控制室，应适当简化，面积应适当减小。 第五节 二次接线
第3.5.1条 变电所内的下列元件，应在控制室内控制：
一、主变压器;
二、母线分段、旁路及母联断路器;
三、63～110kV屋内外配电装置的线路，35kV屋外配电装置的线路。6～35kV屋内配电装置馈电线路，宜采用就地控制。
第3.5.2条 有人值班的变电所，宜装设能重复动作、延时自动解除，或手动解除音响的中央事故信号和预告信号装置。驻所值班的变电所，可装设简单的事故信号和能重复动作的预告信号装置。无人值班的变电所，可装设当远动装置停用时转为变电所就地控制的简单的事故信号和预告信号。断路器的控制回路，应有监视信号。
第3.5.3条 隔离开关与相应的断路器和接地刀闸之间，应装设团锁装置。屋内的配电装置，尚应装设防止误入带电间隔的设施。闭锁联锁回路的电源，应与继电保护、控制信号回路的电源分开。 第六节 照明
第3.6.1条 变电所的照明设计，应符合现行国家标准《工业企业照明设计标准》的要求。 第3.6.2条 在控制室、屋内配电装置室、蓄电池室及屋内主要通道等处，应装设事故照明。 第3.6.3条 照明设备的安装位置，应便于维修。屋外配电装置的照明，可利用配电装置构架装设照明器，但应符合现行国家标准《电力装置的过电压保护设计规范》的要求。 第3.6.4条 在控制室主要监屏位置和屏前工作位置观察屏面时，不应有明显的反射眩光和直接阳光。
第3.6.5条 铅酸蓄电池室内的照明，应采用防爆型照明器，不应在蓄电池室内装设开关、熔断器和插座等可能产生火花的电器。
第3.6.6条 电缆隧道内的照明电压不应高于36V，如高于36V应采取防止触电的安全措施。 第七节 并联电容器装置
第3.7.1条 自然功率因数未达到规定标准的变电所，应装设并联电容器装置。其容量和分组宜根据就地补偿、便于调整电压及不发生谐振的原则进行配置。电容器装置宜装设在主变压器的低压侧或主要负荷侧。 第3.7.2条 电容器装置的接线，应使电容器组的额定电压与接入电网的运行电压相配合。电容器组的绝缘水平，应与电网的绝缘水平相配合。电容器装置宜采用中性点不接地的星形或双星形接线。
第3.7.3条 电容器装置的电器和导体的长期允许电流，不应小于电容器组额定电流的1.35倍。
第3.7.4条 电容器装置应装设单独的控制、保护和放电等设备，并应设置单台电容器的熔断器保护。
第3.7.5条 当装设电容器装置处的高次谐波含量超过规定允许值或需要限制合闸涌流时，应在并联电容器组回路中设置串联电抗器。
第3.7.6条 电容器装置应根据环境条件、设备技术参数及当地的实践经验，采用屋外、半露天或屋内的布置。电容器组的布置，应考虑维护和检修方便。 第八节 电缆敷设
第3.8.1条 所区内的电缆，根据具体情况可敷设在地面槽沟、沟道、管道或隧道中，少数电缆亦可直埋。
第3.8.2条 电缆路径的选择，应符合下列要求：
一、避免电缆受到各种损坏及腐蚀;
二、避开规划中建筑工程需要挖掘施工的地方;
三、便于运行维修;
四、电缆较短。
第3.8.3条 在电缆隧道或电缆沟内，通道宽度及电缆支架的层间距离，应能满足敷设和更换电缆的要求。
第3.8.4条 电缆外护层应根据敷设方式和环境条件选择。直埋电缆应采用铠装并有黄麻、聚乙烯或聚氯乙烯外护层的电缆。在电缆隧道、电缆沟内以及沿墙壁或楼板下敷设的电缆，不应有黄麻外护层。 第九节 远动和通信
第3.9.1条 远动装置应根据审定的调度自动化规划设计的要求设置或预留位置。
第3.9.2条 遥信、遥测、遥控装置的信息内容，应根据安全监控、经济调度和保证电能质量以及节约投资的要求确定。
第3.9.3条 无人值班的变电所，宜装设遥信、遥测装置。需要时可装设遥控装置。 第3.9.4条 工业企业的变电所，宜装设与该企业中央控制室联系的有关信号。 第3.9.5条 远动通道宜采用载波或有线音频通道。 第3.9.6条 变电所应装设调度通信;工业企业变电所尚应装设与该企业内部的通信;对重要变电所必要时可装设与当地电话局的通信。
第3.9.7条 远动和通信设备应有可靠的事故备用电源，其容量应满足电源中断1h的使用要求。
第十节 屋内外配电装置
第3.10.1条 变电所屋内外配电装置的设计，应符合现行国家标准《3～110kV高压配电装置设计规范》的要求。 第十一节 继电保护和自动装置
第3.11.1条 变电所继电保护和自动装置的设计，应符合现行国家标准《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》的要求。 第十二节 电测量仪表装置
第3.12.1条 第3.12.1条 变电所电测量仪表装置的设计，应符合现行国家标准《电力装置的电测量仪表装置设计规范》的要求。 第十三节 过电压保护
第3.13.1条 变电所过电压保护的设计，应符合现行国家标准《电力装置的过电压保护设计规范》的要求。 第十四节 接地
第3.14.1条 变电所接地的设计，应符合现行国家标准《电力装置的接地设计规范》的要求。
第一节 一般规定
第4.1.1条 建筑物、构筑物及有关设施的设计应统一规划、造型协调、便于生产及生活，所选择的结构类型及材料品种应经过合理归并简化，以利备料、加工、施工及运行。变电所的建筑设计还应与周围环境相协调。
第4.1.2条 建筑物、构筑物的设计应考虑下列两种极限状态：
一、承载能力极限状态：这种极限状态对应于结构或结构构件达到最大承载能力或不适于继续承载的变形。要求在设计荷载作用下所产生的结构效应应小于或等于结构的抗力或设计强度。计算中所采用的结构重要性系数ro，荷载分项系数r，可变荷载组合系数ψc及其他有关系数均按本规范的有关规定采用，结构的设计强度则应遵照有关的现行国家标准采用。
二、正常使用极限状态：这种极限状态对应于结构或结构构件达到正常使用或耐久性能的某项规定极限值。要求在标准荷载作用下所产生的结构长期及短期效应，不宜超过附录三的规定值。计算中所采用的可变荷载组合系数ψc及准永久值系数ψq按本规范的有关规定采用。 第4.1.3条 建筑物、构筑物的安全等级，均应采用二级，相应的结构重要性系数应为1.0。 第4.1.4条 屋外构筑物的基础，当验算上拔或倾覆稳定性时，设计荷载所引起的基础上拔力或倾覆弯矩应小于或等于基础抗拔力或抗倾覆弯矩除以表4.1.4的稳定系数。当基础处于稳定的地下水位以下时，应考虑浮力的影响，此时基础容重取混凝土或钢筋混凝土的容重减10kN/，土容重宜取10～11kN/。 表4.1.4 基础上拨或倾覆稳定系数 计算方法 荷载类型
在长期荷载作用下 在短期荷载作用下
按考虑土抗力来验算倾覆或考虑锥形土体来验算上拔 1.8 1.5
仅考虑基础自重及阶梯以上的土重来验算倾覆或上拔 1.15 1.0
注：短期荷载系指风荷载、地震作用和短路电动力三种，其余均为长期荷载。 第二节 荷载
第4.2.1条 荷载分为永久荷载、可变荷载及偶然荷载三类。
一、永久荷载：结构自重(含导线及避雷线自重)、固定的设备重、土重、土压力、水压力等：
二、可变荷载：风荷载、冰荷载、雪荷载、活荷载、安装及检修荷载、地震作用、温度变化及车辆荷载等;
三、偶然荷载：短路电动力、验算(稀有)风荷载及验算(稀有)冰荷载。 第4.2.2条 荷载分项系数的采用应符合下列规定：
一、永久荷载的荷载分项系数r宜采用1.2，当其效应对结构抗力有利时宜采用1.0;对导线及避雷线的张力宜采用1.25;
二、可变荷载的荷载分项系数rq宜采用1.4，对温度变化作用宜采用1.0，对地震作用宜采用1.3，对安装情况的导线和避雷线的紧线张力宜采用1.4;注：在大风、覆冰、低湿、检修、地震情况下的导线与避雷线张力均作为准永久性荷载处理，其荷载分项系数宜采用1.25，但安装情况的紧线张力宜作可变荷载处理，其荷载分项系数宜采用1.4。
三、偶然荷载的荷载分项系数rqi宜采用1.0。
第4.2.3条 可变荷载的荷载组合系数ψc，应按下列规定采用：
一、房屋建筑的基本组合情况：风荷载组合系数ψcw取0.6;
二、构筑物的大风情况：对连续架构，温度变化作用组合系数ψcr取0.8;
三、构筑物最严重覆冰情况：风荷载组合系数ψcw取0.15(冰厚≦10mm)或0.25(冰厚>10mm);
四、构筑物的安装或检修情况：风荷载组合系数ψcw取0.15;
五、地震作用情况：建筑物的活荷载组合系数ψcw取0.5，构筑物的风荷载组合系数ψcw取0.2，构筑物的冰荷载组合系数ψcj取0.5。
第4.2.4条 房屋建筑的活荷载应根据实际的工艺及设备情况确定。其标准值及有关系数不应低于本规范附录四所列的数值。
第4.2.5条 架构及其基础宜根据实际受力条件，包括远景可能发生的不利情况，分别按终端或中间架构来设计，下列四种荷载情况应作为承载能力极限状态的基本组合，其中最低气温情况还宜作为正常使用极限状态的条件对变形及裂缝进行校验。
一、运行情况：取30年一遇的最大风(无冰、相应气温)、最低气温(无冰、无风)及最严重覆冰(相应气温及风荷载)等三种情况及其相应的导线及避雷线张力、自重等;
二、安装情况：指导线及避雷线的架设，此时应考虑梁上作用人和工具重2kN以及相应的风荷载、导线及避雷线张力、自重等。
三、检修情况：根据实际检修方式的需要，可考虑三相同时上人停电检修及单相跨中上人带电检修两种情况的导线张力、相应的风荷载及自重等，对档距内无引下线的情况可不考虑跨中上人;
四、地震情况：考虑水平地震作用及相应的风荷载或相应的冰荷载、导线及避雷线张力、自重等，地震情况下的结构抗力或设计强度均允许提高25%使用，即承载力抗震调整系数采用0.8。
第4.2.6条 设备支架及其基础应以下列三种荷载情况作为承载能力极限状态的基本组合，其中最大风情况及操作情况的标准荷载，还宜作为正常使用极限状态的条件对变形及裂缝进行校验。
一、最大风情况：取30年一遇的设计最大风荷载及相应的引线张力、自重等;
二、操作情况：取最大操作荷载及相应的风荷载、相应的引线张力、自重等;
三、地震情况：考虑水平地震作用及相应的风荷载、引线张力、自重等，地震情况下的结构抗力或设计强度均允许提高25%使用，即承载力抗震调整系数采用0.8。 第4.2.7条 架构的导线安装荷载，应根据所采用的施工方法及程序确定，并将荷载图及紧线时引线的对地夹角在施工图中表示清楚。导线紧线时引线的对地夹角宜取45°～60°。 第4.2.8条 高型及半高型配电装置的平台、走道及天桥的活荷载标准值宜采用1.5kN/㎡，装配式板应取1.5kN集中荷载验算。在计算梁、柱和基础时，活荷载乘折减系数;当荷重面积为10～20㎡时宜取0.7，超过20㎡时宜取0.6。. 第三节 建筑物
第4.3.1条 主控制楼(室)根据规模和需要可布置成平房、两层或三层建筑。主控制室顶棚到楼板面的净高：对控制屏与继电器屏分开成两室布置时宜采用3.4～4.0m;对合在一起布置时宜采用3.8～4.4m。当采用空调设施时，上述高度可适当降低。电缆隔层的板间净高宜采用2.3～2.6m，大梁底对楼板面的净高不应低于2m。底层辅助生产房屋楼板底到地面的净高宜采用3.0～3.4m。
第4.3.2条 当控制屏与继电器屏采用分室布置时，两部分的建筑装修、照明、采暖通风等设计均宜采用不同的标准。
第4.3.3条 对主控制楼及屋内配电装置楼等设有重要电气设备的建筑，其屋面防水标准宜根据需要适当提高。屋面排水坡度不应小于1/50，并采用有组织排水。
第4.3.4条 主控制室及通信室等对防尘有较高要求的房间，地坪应采用不起尘的材料。 第4.3.5条 蓄电池室与调酸室的墙面、顶棚、门窗、排风机的外露部分及其他金属结构或零件，均应涂耐酸漆或耐酸涂料。地面、墙裙及支墩宜选用耐酸且易于清洗的面层材料，面层与基层之间应设防酸隔离层。当采用全封闭防酸隔爆式蓄电池并有可靠措施时，地面、墙裙及支墩的防酸材料可适当降低标准。地面应有排水坡度，将酸水集中后作妥善处理。 第4.3.6条 变电所内的主要建筑物及多层砖承重的建筑物，在地震设防烈度为6度的地区宜隔层设置圈梁，7度及以上地区宜每层设置圈梁。圈梁应沿外墙、纵墙及横墙设置，沿横墙设置的圈梁的间距不宜大于7m，否则应利用横梁与圈梁拉通。对于现浇的或有配筋现浇层的装配整体式楼面或屋面，允许不设置圈梁，但板与墙体必需有可靠的连结。 第4.3.7条 在地震设防烈度为6度及以上的变电所，其主要建筑物及多层砖承重建筑，在下列部位应设置钢筋混凝土构造柱：
一、外墙四角;
二、房屋错层部位的纵横墙交接处;
三、楼梯间纵横墙交接处;
四、层高等于或大于3.6m或墙长大于或等于7m的纵横墙交接处;
五、8度及以上地区的建筑物的所有纵横墙交接处，
六、7度地区的建筑物，纵横墙交接处一隔一设置。
第4.3.8条 变电所内的主要砖承重建筑及多层砖承重建筑，其抗震横墙除应满足抗震强度要求外，其间距不应超过附录五的规定。
第4.3.9条 多层砖承重建筑的局部尺寸宜符合附录六的规定，但对设有钢筋混凝构造柱的部位，不受该表限制。 第四节 构筑物
第4.4.1条 结构的计算刚度，对电焊或法兰连结的钢构件可取弹性刚度，对螺栓连结的钢构件可近似采用0.80倍弹性刚度，对钢筋混凝土构件可近似采用0.60～0.80倍弹性刚度，对预应力钢筋混凝土构件可近似采用0.65～0.85倍弹性刚度。长期荷载对钢筋混凝土结构刚度的影响应另外考虑。 第4.4.2条 钢结构构件最大长细比应符合表4.4.2的规定。各种架构受压柱的整体长细比，不宜超过150，当杆件受力有较大裕度时，上述长细比允许放宽10%～15%。 第4.4.3条 人字柱的受压杆计算长度，可按本规范附录七采用。
第4.4.4条 打拉线(条)架构的受压杆件计算长度，可按本规范附录八采用。 表4.4.2 钢结构构件最大长细比 构件名称
受压弦杆支座处受压腹杆 一般受压腹杆 辅助杆 受拉杆
预应力受拉杆
容许最大长细比 150 220 250 400 不限
第4.4.5条 格构式钢梁或钢柱，其弦杆及腹杆的受压计算长度，可按下列规定采用：
一、弦杆：正面与侧面腹杆不叉开布置时，计算长度取1.0倍节间长度;正面与侧面腹杆叉开布置且弦杆使用角钢时，计算长度取1.2倍节间长度，相应的角钢回转半径取平行轴的值，如弦杆采用钢管则计算长度仍取1.0倍节间长度。
二、腹杆：对单系腹杆计算长度取中心线长度;对交叉布置腹杆，当两腹杆均不开断且交会点用螺栓或电焊连结时，计算长度取交叉分段中较长一段的中心线长度。
第4.4.6条 人字柱及打拉线(条)柱，其根开与柱高(基础而到柱的交点)之比分别不宜小于1/7及1/5。
第4.4.7条 格构式钢梁梁高与跨度之比，不宜小于1/25，钢筋混凝土梁此比值，不宜小于1/20。
第4.4.8条 架构及设备支架柱插入基础杯口的深度不应小于表4.4.8的规定值。根据吊装稳定需要，柱插入杯口深度还应不小于0.05倍柱长，但当施工采取设临时拉线等措施时，可不受限制。
表4.4.8 柱插入杯口深度 柱的类型
钢筋混凝土矩型、工字型断面 水泥杆 钢管
插入杯口最小深度 架构 1.25B 1.5D 2.0D 支架 1.0B 1.0D 1.0D
注：B及D分别为柱的长边尺寸及柱的直径。 第五节 采暖通风
第4.5.1条 变电所的采暖通风及空调设计应符合现行国家标准《采暖通风与空气调节设计规范》的有关规定。在严寒地区，凡所内有人值班、办公及生活的房间以及工艺、设备需要采暖的房间均应设置采暖设施。在寒冷地区，凡工艺或设备需要，不采暖难以满足生产要求的房间均可设置采暖设施。不属于严寒或寒冷的地区，在主控制室等经常有人值班的房间可根据实际气温情况，采用局部采暖设施。采暖的方式可根据变电所的规模，结合当地经验作技术经济比较后确定，但必需符合工艺及防火要求。
第4.5.2条 主控制室及通信室的夏季室温不宜超过35℃;继电器室、电力电容器室、蓄电池室及屋内配电装置室的夏季室温不宜超过40℃：油浸变压器室的夏季室温不宜超过45℃;电抗器室的夏季室温不宜超过55℃。
第4.5.3条 屋内配电装置室及采用全封闭防酸隔爆式蓄电池的蓄电池室和调酸室，每小时通风换气次数均不应低于6次。蓄电池室的风机，应采用防爆式。 第六节 防火
第4.6.1条 变电所内建筑物、构筑物的耐火等级，不应低于本规范附录九的要求。
第4.6.2条 变电所与所外的建筑物、堆场、储罐之间的防火净距，应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》的规定。变电所内部的设备之间、建筑物之间及设备与建筑物、构筑物之间的最小防火净距，应符合本规范附录十的规定。
第4.6.3条 变电所应根据容量大小及其重要性，对主变压器等各种带油电气设备及建筑物，配备适当数量的手提式及推车式化学灭火器。对主控制室等设有精密仪器、仪表设备的房间，应在房间内或附近走廊内配置灭火后不会引起污损的灭火器。 第4.6.4条 屋外油浸变压器之间，当防火净距小于本规范附录十的规定值时，应设置防火隔墙，墙应高出油枕顶，墙长应大于贮油坑两侧各0.5m。屋外油浸变压器与油量在600kg以上的本回路充油电气设备之间的防火净距不应小于5m。
第4.6.5条 主变压器等充油电气设备，当单个油箱的油量在1000kg及以上时，应同时设置贮油坑及总事故油池，其容量分别不小于单台设备油量的20%及最大单台设备油量的60%。贮油坑的长宽尺寸宜较设备外廓尺寸每边大1m，总事故油池应有油水分离的功能，其出口应引至安全处所。
第4.6.6条 主变压器的油释放装置或防爆管，其出口宜引至贮油坑的排油口处。
第4.6.7条 充油电气设备间的总油量在100kg及以上且门外为公共走道或其他建筑物的房间时，应采用非燃烧或难燃烧的实体门。
第4.6.8条 电缆从室外进入室内的入口处、电缆竖井的出入口处及主控制室与电缆层之间，应采取防止电缆火灾蔓延的阻燃及分隔措施。 第4.6.9条 设在城市市区的无人值班变电所，宜设置火灾检测装置并遥信有关单位。对位于特别重要场所的无人值班变电所，可以装设自动灭火装置。
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转自：生活安全网(http://anquanweb.com)
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