110kV膠南水城變電站初步設(shè)計說明審定稿

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檢索號

110kV膠南水城變電站工程初步設(shè)計

設(shè)計說明書、清冊、概算書及圖紙

(審定稿)

2023年08月

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制

：：：：

初步設(shè)計總目錄

第1卷設(shè)計說明書及主要設(shè)備材料清冊

第1冊設(shè)計說明書1C-A01第2冊第2卷第1冊第2冊第3卷主要設(shè)備材料清冊1C-A02設(shè)計圖紙

電氣部分圖紙1C-D土建部分圖紙1C-建方工程概算書（修改稿）1C-E

檢索號青島-B1112023-1C

110kV膠南水城變電站工程初步設(shè)計

第

1卷第

1冊

設(shè)計說明書

2023年08月

初步設(shè)計說明書目錄

第1章總的部分1.1概述1.2站址概況

1.3主要技術(shù)原則及存在問題1.4主要技術(shù)經(jīng)濟指標第2章電力系統(tǒng)部分2.1概述2.2建設(shè)規(guī)模2.3主要電氣參數(shù)第3章電氣部分3.1電氣主接線

3.2短路電流及主要設(shè)備選擇3.3絕緣協(xié)同及過電壓保護3.4電氣總平面布置及配電裝置3.5站用電及照明3.6防雷接地第4章二次部分

4.1系統(tǒng)繼電保護及安全自動裝置4.2系統(tǒng)調(diào)度自動化4.3系統(tǒng)及站內(nèi)通信4.4變電站自動化系統(tǒng)4.5元件保護及自動裝置4.6直流系統(tǒng)及交流不停電電源4.7其他二次系統(tǒng)4.8二次設(shè)備組柜及布置

10kV側(cè)（并列）

0.22624.362.0442

2.3.4中性點接地方式及變壓器低壓側(cè)接地電容電流計算1）主變壓器中性點接地方式：

110kV側(cè)直接接地或不接地；10kV側(cè)為不接地系統(tǒng)。2）10kV側(cè)接地電容電流計算

由于10kV側(cè)全部采用電纜出線，每臺主變出線14回，且每回電纜線路較長。經(jīng)計算電網(wǎng)接地電容電流較大，約為70A，按規(guī)程要求，本站配置接地變消弧線圈成套裝置,接于10kV母線。

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第3章電氣部分

3.1電氣主接線

3.1.1變電站本期、遠期建設(shè)規(guī)模

遠景規(guī)模：規(guī)劃安裝3臺63MVA三相兩卷有載調(diào)壓變壓器；110kV出線2回，采用擴大內(nèi)橋接線；10kV出線42回，主接線采用單母4分段接線；站內(nèi)規(guī)劃安裝無功補償電容器6×4Mvar；安裝3套10kV接地變消弧線圈裝置，容量630kVA，接于10kV母線。

本期規(guī)模：本期新建2臺63MVA三相兩卷有載調(diào)壓變壓器；110kV出線2回，采用擴大內(nèi)橋接線；10kV出線28回，主接線采用單母分段接線；站內(nèi)安裝無功補償電容器4×4Mvar；安裝2套10kV接地變消弧線圈裝置，容量630kVA，接于10kV母線。

3.1.2電氣主接線方案與通用設(shè)計及“兩型一化〞變電站建設(shè)設(shè)計對比

110kV膠南水城變電站110kV側(cè)采用擴大內(nèi)橋接線，10kV側(cè)采用單母線4分段接線方式。膠南水城變電站主接線型式采用典設(shè)110-A2-4設(shè)計方案《國家電網(wǎng)公司輸變電工程典型設(shè)計》（2023年版）；滿足“兩型一化〞設(shè)計導則要求。

3.1.3電氣主接線方案論述

膠南水城變電站110kV側(cè)采用擴大內(nèi)橋接線；2回進線。

因本站10kV出線回路較多，為增加10kV系統(tǒng)運行靈活性，采用單母線4分段接線，將2#變壓器進線分為2個進線開關(guān)柜，以增加運行靈活性。本期工程將2#主變的A、B進線柜母線連接，開啟B斷路器，本期工程采用單母線分段接線，遠景單母線4分段接線。

3.1.4各級電壓中性點接地方式

110kV側(cè)為直接接地系統(tǒng)；主變壓器110kV側(cè)中性點側(cè)采用中性點成套設(shè)備，包括中性點隔離開關(guān)、避雷器、放電間隙等，110kV側(cè)可直接接地或不接地運行。

10kV側(cè)為非直接接地系統(tǒng)，10kV系統(tǒng)無中性點，經(jīng)接地變壓器變換通過

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消弧線圈接地，接地變消弧線圈成套裝置接于10kV母線。

3.2短路電流計算及主要設(shè)備選擇3.2.1短路電流計算的依據(jù)及計算結(jié)果。

根據(jù)青島供電公司提供資料，110kV膠南水城變電站接入220kV大莊變電站和珠山變電站。本站至大莊站架空線路8.6km，電纜線路2.5km；本站至珠山站架空線路24km，電纜線路1.9km；因大莊變電站距離本站較近，取大莊變電站作為短路電流計算電源。

2023年大莊變電站110kV母線短路電流為8.08kA。110kV主變壓器短路阻抗依照標準阻抗17%考慮。

經(jīng)計算各級電壓母線上的三相短路容量、短路電流、沖擊電流值如下表所示：

2023年短路電流計算表：短路點位置110kV側(cè)10kV側(cè)（分列）10kV側(cè)（并列）

3.2.2導體和主要電氣設(shè)備的選擇原則和依據(jù)導體和主要電氣設(shè)備的選擇原則和依據(jù)：

1）導體和電器選擇貫徹國家的經(jīng)濟技術(shù)政策，考慮工程發(fā)展規(guī)劃和分期建設(shè)的可能，達到技術(shù)先進、安全可靠、經(jīng)濟適用、符合國情的要求。

2）滿足正常運行、檢修、短路和過電壓狀況下的要求，并考慮遠景發(fā)展。3）符合當?shù)厥褂铆h(huán)境條件。

4）滿足DL/T5222-2023等國家、行業(yè)的相關(guān)標準、規(guī)范、規(guī)定。

110kV膠南水城變電站環(huán)境參數(shù)表序號1名稱環(huán)境溫度最高日溫度最低日溫度單位℃招標人要求值40－25

短路電流(kA)5.4915.224.3沖擊電流(kA)14.038.862.0短路容量（MVA）1090277442系統(tǒng)阻抗0.09150.3610.226

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最大日溫差月平均最高相對濕度，20℃下（％）日相對濕度平均值月相對濕度平均值K25≤952％≤90mW∕cm2mmm/sm/s2級≤10000.1110352戶內(nèi)e3456789海拔高度太陽輻射強度最大覆冰厚度離地面高10m處，維持10min的平均最大風速（m/s）耐受地震能力（對應(yīng)水平加速度，安全系數(shù)不小于1.67）安裝場所（戶內(nèi)/戶外）污穢等級注1.環(huán)境最低氣溫超過?25℃的需要進行溫度修正。3.2.3通用設(shè)備應(yīng)用狀況

本站在設(shè)備選型時參照了國網(wǎng)通用設(shè)備及國網(wǎng)標準物料編碼，盡量與通用設(shè)備參數(shù)一致，詳細比較狀況見下表。

通用設(shè)備應(yīng)用對比表

項目名稱主變壓器110kVGIS10kV真空開關(guān)柜10kV電容器10kV消弧設(shè)備110kV膠南水城變電站SZ11-63MVA-110/10.5kV126kV2000A40kA進線柜12kV/4000A-40kA饋線柜12kV/1250A-31.5kA6*4000kvar接地變消弧線圈700/630kVA通用設(shè)備同通用設(shè)備同通用設(shè)備同通用設(shè)備同通用設(shè)備同通用設(shè)備備注

3.2.4導體和主要電氣設(shè)備的選擇主要電氣設(shè)備選擇

主變壓器：選用三相兩卷、低耗、低噪、自冷式有載調(diào)壓降壓變壓器。主變壓器選擇結(jié)果見表。

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主變壓器選擇結(jié)果表

項目型式容量額定電壓接線組別阻抗電壓冷卻方式參數(shù)三相兩卷、低耗、低噪、自冷式有載調(diào)壓變壓器63MVA110±8*1.25%/10.5kVYN,d11Ud=17%自冷（ONAN），散熱片與主變本體分開高壓側(cè)套管電流互感器中性點LRB-110400/5ALR-110400/5ALRB-66300/5A110kV設(shè)備選擇

110kV膠南水城變電站位于膠南市區(qū)，周邊為居民住宅，為減少對周邊居民的影響，本站設(shè)計為全戶內(nèi)變電站，為減少變電站占地面積，本站110kV設(shè)備采用戶內(nèi)SF6氣體絕緣組合電器，即GIS。斷路器額定電流為2000A，額定開斷電流為40kA。本站為智能化變電站，電流互感器、電壓互感器選用傳統(tǒng)電磁式互感器，增加電流電壓合并單元實現(xiàn)測量信號數(shù)字化。選擇結(jié)果見表。

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110kV主要設(shè)備選擇結(jié)果表設(shè)備名稱斷路器隔離開關(guān)接地開關(guān)電流互感器GIS電壓互感器主母線126kV2000A40kA/3S126kV2000A40kA/3S126kV40kA/3S126kV，400-800/5A5P20/5P20/5P20/0.5/0.2S（電磁式）(110/√3)/(0.1/√3)/(0.1/√3)/0.1kV（電磁式）126kV，2000A126kV，2000A102kV，10kA雷電沖擊殘壓不大于266kV參數(shù)分支母線氧化鋅避雷器10kV開關(guān)設(shè)備選擇

10kV設(shè)備采用戶內(nèi)配電裝置。選用金屬鎧裝移開式開關(guān)柜，柜內(nèi)配真空斷路器。由于主變?nèi)萘?3MVA，10kV進線開關(guān)柜最大工作電流為3637A左右，故進線及聯(lián)絡(luò)斷路器額定電流4000A，開斷電流40kA，動穩(wěn)定電流100kA。出線斷路器額定電流1250A，開斷電流31.5kA，動穩(wěn)定電流80kA。10kV主要設(shè)備選擇見表。

10kV主要設(shè)備選擇結(jié)果表

設(shè)備名稱參數(shù)主變進線回路：12kV4000A40kA/4S真空斷路器出線回路：12kV1250A31.5kA/4S主變進線回路：3000/5/5/5A5P20/5P20/0.5開關(guān)柜電流互感器電容器出線回路：400/5/5A5P20/0.5站用變出線回路：400/5/5A5P20/0.5電壓互感器（10/√3）/（0.1/√3）/（0.1/3）kV5P20/5P20/0.2S電纜出線回路：600/5/5A5P20/0.5

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主母線分支母線氧化鋅避雷器12kV，3150A12kV，1250A17kV，10kA雷電沖擊殘壓不大于45kV

10kV無功補償設(shè)備選擇

1）電容器成套裝置

每臺主變無功補償容量為：2*4000kvar，電容器選用戶內(nèi)框架式成套電容器裝置，接于10kV母線。

每套電容器裝置，由進線隔離開關(guān)、干式鐵芯串聯(lián)電抗器、避雷器、放電線圈、框架式并聯(lián)電容器及連接導體、網(wǎng)門組成。串聯(lián)電抗器布置采用后置，電抗器為干式、鐵芯，電抗率取5%。采用單星形接線，開口三角保護，電纜進線。

2）接地變消弧線圈成套裝置

本站為農(nóng)網(wǎng)變電站，根據(jù)膠南供電公司規(guī)劃，本站變壓器運行方式為分列運行，每臺變壓器帶14回10kV出線，以可預計到的每條回路電纜長約2km，電纜出線截面為300mm2。

由此可計算得：

每個10kV系統(tǒng)的電容電流為：

Ic1=Icl*L，Ic1=2.05*2*14=58A計及變電站增加的電容電流為：

Ic=Ic1*1.1，Ic=63.8A

系統(tǒng)采用過補償方式，則補償容量為：

Q=K*Ic*Ue/√3，Q=1.35*63.8*10.5/√3=523kVA

計及變電站運行后的電纜T接增加的長度，因此最終變電站的消弧線圈容量選為630kVA。

10kV小電流接地系統(tǒng)采用消弧線圈成套裝置，消弧線圈容量630kVA,由于本站主變壓器10kV側(cè)為角形接線，消弧線圈裝置通過接地變壓器接于10kV各段母線，安裝于一層消弧線圈室內(nèi)，要求消弧線圈成套裝置具有選線功能。

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導體選擇

110kV沒有穿越功率，按每回線路帶1臺主變壓器（63MVA）計算，10kV母線按1臺主變壓器（63MVA）計算。導體選擇原則如下：

1)母線的載流量按最大穿越功率考慮，按發(fā)熱條件校驗。

2)各級電壓設(shè)備引線按回路通過的最大電流選擇，按發(fā)熱條件校驗。110kV變壓器進線選擇YJLW02型號、300截面積、64/110kV電力電纜，10kV主變壓器進線選擇封閉母線10kV/4000A。導體的選擇見表。

110、10kV主要導體選擇結(jié)果表回路電流34739374選用導線導線根數(shù)及型號YJLW-300YJV8.7/153*185YJV8.7/153*240封閉母線10kV/4000A導線截面控制條件載流量(A)（環(huán)境溫度25oC）580375455由長期允許電流控制由熱穩(wěn)定電流控制由長期允許電流控制由長期允許電流控制電壓回路名稱出線110(kV)主變壓器引線接地變電容器組10(kV)主變壓器引線363738313.2.5智能一次設(shè)備應(yīng)用

本站采用常規(guī)一次設(shè)備加智能終端及合并單元的模式，實現(xiàn)一次設(shè)備的智能化。

智能終端與一次設(shè)備利用電纜連接，與二次設(shè)備通過網(wǎng)絡(luò)連接。通過將本間隔內(nèi)斷路器位置、刀閘位置、氣壓等開關(guān)量就地采樣轉(zhuǎn)化為數(shù)字量后用光纖以MMS報文形式上傳到站控層網(wǎng)絡(luò)，同時接收來自保護裝置點對點的GOOSE報文跳閘命令以及網(wǎng)絡(luò)GOOSE跳閘命令，以實現(xiàn)對本間隔內(nèi)設(shè)備的測控功能。

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合并單元將本間隔內(nèi)常規(guī)電磁式電流電壓互感器信號轉(zhuǎn)換為數(shù)字信號，通過基于IEC61850的通信協(xié)議，將電流電壓信號以點對點或網(wǎng)絡(luò)的方式傳遞給保護裝置或智能終端，實現(xiàn)電流電壓測量的數(shù)字化。

3.2.6結(jié)合工程實際狀況，提出新技術(shù)、新設(shè)備、新材料的應(yīng)用。為節(jié)省變電站占地面積，本工程110kV高壓設(shè)備采用SF6氣體絕緣開關(guān)設(shè)備，即GIS。

3.3絕緣協(xié)同及過電壓保護

電氣設(shè)備的絕緣協(xié)同，依照DL/T620-1997《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣協(xié)同》確定的原則進行。

氧化鋅避雷器依照GB11032-2000《交流無間隙金屬氧化物避雷器》及國家電網(wǎng)生技[2023]174號的附件3《110（66）kV~750kV避雷器技術(shù)標準》中的規(guī)定進行選擇。

3.3.1各級電壓電氣設(shè)備的絕緣協(xié)同及過電壓保護110kV電氣設(shè)備的絕緣協(xié)同

1）避雷器選擇：110kV避雷器為安裝在GIS內(nèi)部的氧化鋅避雷器，其主要技術(shù)參數(shù)見表。

110kV氧化鋅避雷器選擇表額定電壓（kV，有效值）最大持續(xù)運行電壓（kV，有效值）操作沖擊10kA殘壓（kV，峰值）8/20μs雷電沖擊，10kA殘壓（kV，峰值）1μs陡波沖擊，5kA殘壓（kV，峰值）10279.6226266297

2）110kV電氣設(shè)備的絕緣水平：110kV電氣設(shè)備的絕緣水平依照GB-311.1-1997《高壓輸變電設(shè)備的絕緣協(xié)同》選取，以避雷器雷電沖擊10kA殘壓為基準，協(xié)同系數(shù)不小于1.4，見表。

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110kV電氣設(shè)備絕緣水平

設(shè)備耐受電壓值設(shè)備名稱雷電沖擊，電壓（kV，峰值）１min工頻耐壓全波內(nèi)絕緣外絕緣主變壓器480480截波550（kV，有效值）內(nèi)絕緣外絕緣2001851.4x266=373實際協(xié)同系數(shù)其他設(shè)備550550※630230230550/266=2.07截波協(xié)同系數(shù)630/295=2.13斷路器斷口隔離開關(guān)斷口630550265230保護水平雷電沖擊水平（kV，峰值）※僅電流互感器承受截波耐壓試驗。

10kV電氣設(shè)備的絕緣協(xié)同

1）避雷器選擇：根據(jù)DL/T620-1997第4.2.6條所述，當“變壓器高低壓側(cè)接地方式不同時，低壓側(cè)宜裝設(shè)操作過電壓保護水平較低的避雷器〞。目前國內(nèi)生產(chǎn)的氧化鋅避雷器，其保護性能和工作特性優(yōu)良。因此，主變壓器10kV側(cè)配置17/45kV氧化鋅避雷器，其主要技術(shù)參數(shù)見表。

10kV氧化鋅避雷器選擇表額定電壓（kV，有效值）最大持續(xù)運行電壓（kV，有效值）操作沖擊電壓（kV，峰值）171213.58/20us雷電沖擊，10kA殘壓（kV，峰值）451us陡波沖擊，5kA殘壓（kV，峰值）51

2）10kV電氣設(shè)備的絕緣水平：絕緣水平依照GB311.1-1997選取，10kV電氣設(shè)備的絕緣水平見表。

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10kV電氣設(shè)備絕緣水平

設(shè)備耐受電壓值設(shè)備名稱雷電沖擊，電壓（kV，峰值）全波內(nèi)絕緣主變壓器中性點110kV側(cè)）主變壓器10kV側(cè)斷路器斷口隔離開關(guān)斷口其他設(shè)備１min工頻耐壓（kV，有效值）內(nèi)絕緣95354242外絕緣9535424942外絕緣25075758575截波25085250757575

雷電過電壓保護

1）110kV配電裝置雷電過電壓保護：根據(jù)DL／T620–1997《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣協(xié)同》中要求，本站在每回110kV出線側(cè)均裝設(shè)1組氧化鋅避雷器。

2）10kV配電裝置雷電過電壓保護：因10kV出線全部為電纜，只在每段母線上各裝設(shè)1組氧化鋅避雷器。

3.3.2電氣設(shè)備外絕緣的爬電比距和絕緣子串的型式、片數(shù)選擇。本變電站為全戶內(nèi)變電站，海拔1000米以下，國標e級污穢區(qū)。按國家標準GB/T16434-1996《高壓架空線路和發(fā)電廠、變電所環(huán)境污穢分級及外絕緣選擇標準》中規(guī)定，取中性點直接接地系統(tǒng)泄漏比距為20mm/kV（最高運行電壓），中性點不接地系統(tǒng)泄漏比距取為20mm/kV（最高運行電壓）。爬電距離按最高運行電壓值為基準。

按此要求選擇設(shè)備，折算成外絕緣有效爬電距離：110kV設(shè)備不小于126×20mm=2520mm；10kV設(shè)備不小于12×20mm=240mm。

3.4電氣總平面布置及配電裝置

3.4.1各級電壓出線走廊規(guī)劃、站區(qū)自然環(huán)境對電氣總布置的影響。

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本站110kV電纜線路從變電站南側(cè)引入，10kV電纜從變電站東、西側(cè)引出，變電站及周邊無對電源進出線產(chǎn)生影響的因素；變電站進出線走廊已確定。

3.4.2電氣總平面方案設(shè)計應(yīng)與通用設(shè)計及“兩型一化〞變電站建設(shè)對比

110kV膠南水城變電站在進出線規(guī)模方面與典設(shè)110-A2-4完全一致（110kV側(cè)主接線為擴大內(nèi)橋接線形式，10kV側(cè)簡化為單母線4分段），由于負荷容量不同，本站主變壓器容量為63MVA，與110-A2-4方案略有差異。

3.4.3說明電氣總平面布置方案。

本站總占地為：東西長66米，南北寬36米，占地面積3.6畝。本方案根據(jù)國網(wǎng)典型設(shè)計110-A2-4，主配電樓為兩層建筑，呈矩形。一層設(shè)有110kVGIS室、10kV配電室、接地變消弧線圈成套設(shè)備室等；二層布置有二次設(shè)備室和10kV電容器室等，在變電站的南側(cè)。三臺主變?yōu)槭覂?nèi)布置，變壓器本體與散熱器分體設(shè)計，布置在變電站的北側(cè)，主變間設(shè)有防火墻。

變電站的主大門設(shè)在變電站西南角，站內(nèi)設(shè)有運輸設(shè)備及消防必需的環(huán)行道路及巡查道路。

3.4.4各級電壓配電裝置型式選擇、間隔配置

1）110kV配電裝置為戶內(nèi)SF6氣體絕緣組合電器。布置在配電樓一層，電源進線為電纜，變壓器出線電纜。110kVGIS室長10米，寬10米，層高10.4米。室內(nèi)設(shè)SF6氣體泄漏監(jiān)控報警裝置，該設(shè)備具有對空氣中的SF6濃度及氧氣含量進行監(jiān)測，并與事故排風機聯(lián)動，SF6氣體泄漏時可自動啟動排風等功能。

2）主變壓器布置在室內(nèi)，散熱器與本體分開；主變110kV側(cè)通過電力電纜與110kVGIS出線套管連接，10kV側(cè)通過干式絕緣管母線連接至10kV開關(guān)柜。

3）10kV配電裝置采用金屬鎧裝中置式開關(guān)柜，面對面布置，電纜出線，柜內(nèi)配置真空斷路器。配電室長34.5米，寬10米，層高4.8米，位于配電樓南側(cè)，其下部設(shè)有電纜半層，用來連接站內(nèi)外電纜。

4）控制保護屏布置在配電樓二層，三排布置，主控室長12.9米，寬7.6米，高4.2米，室內(nèi)采用防靜電地板，防靜電地板下鋪設(shè)二次電纜橋架，連

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接站內(nèi)二次電纜。

5）10kV電容器組分別布置，每個電容器室長7.6米、寬7.2米，高4.2米，布置在配電樓二層室內(nèi)。

3.5站用電及照明

3.5.1站用工作/備用電源的引接及站用電接線方案。

所用電為380/220Ｖ三相四線制中性點直接接地系統(tǒng)，兩臺所用變低壓側(cè)采用單母線分段接線，分列運行，重要負荷分別從兩段母線引出雙回路供電。低電壓電源具有自動切換功能，且具備遠方切換的功能，能保證無人值守變電所的安全運行。站用電屏布置在主控室內(nèi)。

設(shè)交流屏2面，2路進線自動切換，出線為50路。3.5.2站用負荷計算及站用變壓器選擇結(jié)果。

110kV膠南水城變電站站用變?nèi)萘坑嬎憬Y(jié)果表

序名稱號一、動力1逆變器2整流電源3主變調(diào)壓電源4空調(diào)5全站風機16全站風機27SF6裝置電源8110kV斷路器動力負荷9動力電源10二次設(shè)備室電源11二、加熱1110kV斷路器加熱210kV斷路器加熱三、照明1綜合樓照明2道路照明單位容量(kW)臺數(shù)安裝運行113361022容量（kW）512010.33342.5180.5100650.065ΣP1=85kW1.030.1550ΣP2=10.5kW0.1400.1516ΣP3=6.4kW3504016

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S≥K1×P1+P2+P3式中：S—站用變壓器容量（kVA）；K1—站用動力負荷換算系數(shù)，一般取K1=0.85P1—站用動力負荷之和（kW);P2—站用電熱負荷之和（kW）;P3—站用照明負荷之和（kW）;Sjs=89.2(kVA)經(jīng)計算,本工程所用變壓器容量為2*100kVA。110kV膠南水城變電站10kV側(cè)遠景設(shè)有2臺干式站用變壓器（接地變壓器二次繞組），分別經(jīng)斷路器開關(guān)柜接入10kVI、II段母線上。經(jīng)過對站內(nèi)交流負荷的統(tǒng)計計算，所用電計算負荷約為89.2kVA，站用變壓器額定容量選為2*100kVA。

3.5.3站用配電裝置的布置及設(shè)備選型。

本站10kV側(cè)設(shè)2臺干式接地變壓器為站用變壓器，其二次繞組容量100kVA，10.5kV/0.4kV，布置在消弧線圈設(shè)備室。

3.5.4工作照明、應(yīng)急照明、檢修電源和消防電源等的供電方式。變電站內(nèi)設(shè)置正常工作照明和應(yīng)急照明。正常工作照明采用交流380/220V三相四線制中性點直接接地系統(tǒng)，電源引自站用電交流屏；應(yīng)急照明采用直流220V，電源引自直流屏。

配電室內(nèi)一層設(shè)有正常照明配電箱、應(yīng)急照明配電箱等。各房間根據(jù)不同工藝要求配置壁燈、日光燈等。配電室、電容器室、主控室配備應(yīng)急照明燈。主變區(qū)及室外照明采用金屬鹵化物燈，沿道路設(shè)置草坪燈作為巡查照明。導線均穿管暗敷。

110kV配電裝置室、10kV配電裝置室、保護控制室、變壓器室內(nèi)分別安裝動力配電箱或電源箱，供檢修、試驗和照明用。

3.6防雷接地

3.6.1變電站的防直擊雷保護方式。

110kV膠南水城變電站為全戶內(nèi)變電站，利用布置在綜合樓屋頂?shù)谋芾讕ё鳛榻ㄖ锓乐睋衾妆Ｗo措施，以防直擊雷侵入，本站不設(shè)置獨立的避雷針保護。

3.6.2變電站接地。

本站接地根據(jù)《交流電氣裝置的接地》（DL/T620－1997）設(shè)計，依照國

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家電網(wǎng)公司《十八項反措》要求，繼電保護的保護屏、10kV開關(guān)柜裝設(shè)專用等電位接地銅排，就地端子箱、匯控柜等處裝設(shè)等電位接地銅排網(wǎng)，銅排截面不小于100m2。

按2023年變電站110kV母線系統(tǒng)接地方式計算，根據(jù)熱穩(wěn)定條件，未考慮腐蝕時，接地線的最小截面：110kV側(cè)的接地線的熱穩(wěn)定最小允許截面為銅60mm2。變電站接地裝置接地極依照最大熱穩(wěn)定最小允許截面的75%驗算，整個接地網(wǎng)接地接地極的熱穩(wěn)定最小允許截面銅45mm2?？紤]到接地網(wǎng)的腐蝕率，變電站接地干線采用40mm×4mm的扁銅，垂直接地體采用Φ20鍍銅鋼棒，室內(nèi)接地支線采用50mm×5mm的接地扁鋼。

敷設(shè)常規(guī)接地網(wǎng)后，經(jīng)計算整個接地系統(tǒng)的接地電阻值約為0.48歐姆，最大接觸電勢為458V，最大跨步電勢為413V，皆滿足規(guī)程要求，無需對本站進行降阻處理。

3.7電纜設(shè)施

3.7.1站區(qū)電纜構(gòu)筑物型式及尺寸、電纜/光纜敷設(shè)方式的選擇。10kV配電室下部設(shè)電纜半層，層高2.6米，內(nèi)設(shè)一二次電纜橋架，滿足一次出線電纜的敷設(shè)要求；主控室布置在二層，室內(nèi)采用防靜電地板，利用不等高室內(nèi)地坪，敷設(shè)二次電纜，與電纜半層間采用電纜橋架連接。室外設(shè)電纜隧道滿足110kV進線和10kV出線電纜需求，110kV電纜進線、10kV出線電纜隧道截面為2000（寬）*2000（深），共設(shè)4條。

3.7.2電纜及其構(gòu)筑物的防火和阻燃措施。

根據(jù)電纜設(shè)計規(guī)程，對室外電纜溝采用分段阻隔措施，凡通向屋內(nèi)配電裝置的電纜孔洞及柜、盤屏的孔洞待電纜敷設(shè)完畢后均采用有效阻燃材料嚴密封堵，在靠近含油設(shè)備（主變壓器等）的電纜溝蓋板予以密封處理。電纜穿出地面處應(yīng)有足夠的穿管保護，未穿電纜前用圓錐形砂漿混凝土將保護管兩頭堵塞。

微機監(jiān)控和微機保護的電流、電壓、信號接點引入線均采用屏蔽電纜。屏蔽層接地措施按國標GB50217-2023《電力工程電纜設(shè)計規(guī)范》要求設(shè)計。

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第4章二次部分

4.1系統(tǒng)繼電保護及安全自動裝置4.1.1一次系統(tǒng)概況

本工程擬采用110kV變電站典型設(shè)計方案110-A2-4。設(shè)計規(guī)模：110kV電源進線2回，3臺63000kVA主變壓器，10kV出線42回；110kV采用擴大內(nèi)橋接線，10kV采用單母線四分段接線；無功補償電容器組6組,容量為6×4000kVar。

本地區(qū)系統(tǒng)繼電保護現(xiàn)狀如下：

1）110kV進線不配置保護；內(nèi)橋接線配置自適應(yīng)型的備投裝置；2）110kV不配置母線差動保護；10kV不配置母線差動保護。3）不單獨配置故障錄波器，利用保護裝置本身的故障錄波功能。4）不配置繼電保護試驗電源屏。5）不配置繼電保護及故障錄波信息子站。

6）10kV采用保護、測控一體化裝置，安裝于開關(guān)柜。4.1.3系統(tǒng)繼電保護配置

繼電保護及安全自動裝置具體配置原則依照《繼電保護和安全自動裝置技術(shù)規(guī)程》（GB/T14285-2023）和《智能變電站繼電保護技術(shù)規(guī)范》（Q/GDW441-2023）相關(guān)要求執(zhí)行。

本站為末端站，110kV線路不設(shè)保護，僅在110kV橋配置備自投功能。110kV、10kV母線不設(shè)保護，不配置單獨的故障錄波裝置。

4.1.4備用電源自動投切裝置1）110kV進線不配置備投。2）110kV橋裝設(shè)自適應(yīng)的備投。4.1.5對相關(guān)專業(yè)的技術(shù)要求1）對通信通道的技術(shù)要求

本工程110kV線路不設(shè)保護，不需考慮保護通道的配置。2）對互感器的要求

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本工程采用常規(guī)電流（壓）互感器+合并單元模式。

電流互感器：主變保護采用主、后備保護裝置分開，單套配置。主、后備保護分別配置一組獨立的電流互感器二次繞組及與之連接的合并單元；保護使用5P20級電流互感器。

電壓互感器：主變保護采用主、后備保護裝置分開單套配置，需配置一組獨立的電壓互感器二次繞組及與之連接的合并單元。

10kV間隔采用保護、測量、故障錄波等多合一裝置。在10kV間隔設(shè)置獨立的0.5S級電子式電能表，10kV間隔電流互感器應(yīng)具有獨立的、確鑿級為0.2S級的專用二次繞組。

同一間隔內(nèi)的電流互感器和電壓互感器合用一個合并單元。3）對合并單元的要求

合并單元能提供點對點和組網(wǎng)輸出接口。每個合并單元應(yīng)能滿足最多12個輸入通道和至少8個輸出端口的要求。

合并元應(yīng)能支持GB/T-20840.8（IEC60044-8）、DL/T860.92（IEC61850-9-2）等協(xié)議。當合并單元采用GB/T-20840.8（IEC60044-8）協(xié)議時，應(yīng)支持數(shù)據(jù)幀通道可配置功能。

合并單元采樣值發(fā)送間隔離散值應(yīng)小于10μs。

合并單元輸出應(yīng)能支持多種采樣頻率，用于保護、測控的輸出接口采樣頻率宜為4000Hz。

合并單元輸出采樣數(shù)據(jù)的品質(zhì)標志應(yīng)實時反映自檢狀態(tài)，不應(yīng)附加任何延時或展寬。

4）對智能終端的要求

○1接收保護跳合閘命令、測控的手合/手分斷路器命令及隔離刀閘、地刀等GOOSE命令；輸入斷路器位置、隔離刀閘及地刀位置、斷路器本體信號（含壓力低閉鎖重合閘等）；跳合閘自保持功能；控制回路斷線監(jiān)視、跳合閘壓力監(jiān)視與閉鎖功能等。

○2智能終端應(yīng)具備三跳硬接點輸入接口，可靈活配置的保護點對點接口（最大考慮10個）和GOOSE網(wǎng)絡(luò)接口。

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5）對信息交互的要求

○1繼電保護設(shè)備與站控層設(shè)備通信，其標準應(yīng)采用DL/T860（IEC61850）。○2繼電保護裝置采樣值采用點對點接入方式與合并單元通信，其標準應(yīng)采用DL/T860.92（IEC61850-9-2）或GB/T20840.8（IEC60044-8）。

○3繼電保護設(shè)備與本間隔智能終端之間通信采用GOOSE點對點通信方式；繼電保護之間的聯(lián)閉鎖信息等信息采用GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳輸方式。其標準應(yīng)采用DL/T860.81（IEC61850-8-1）。

6）對網(wǎng)絡(luò)及其設(shè)備的要求

○1任兩臺智能電子設(shè)備之間的數(shù)據(jù)傳輸路由不超過4個交換機。傳輸各種幀長數(shù)據(jù)時交換機固有時延應(yīng)小于10μs。

○2根據(jù)間隔數(shù)量合理配置過程層交換機。每臺交換機的光纖接入數(shù)量不超過16對，并配備適量的備用端口。

4.1.6系統(tǒng)保護配置方案

依照上述配置原則要求，配置系統(tǒng)繼電保護及安全自動裝置如下。1）110kV線路保護配置方案110kV不配置線路保護。2）母線保護配置方案110kV母線不配置母線保護。10kV母線不配置母線保護。1）內(nèi)橋保護配置方案不配置內(nèi)橋保護。2）備自投配置方案110kV橋配置備自投裝置。3）故障錄波器配置方案不配置故障錄波器。4.2系統(tǒng)調(diào)度自動化4.2.1現(xiàn)狀及存在的問題1）調(diào)度關(guān)系

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根據(jù)《山東電網(wǎng)調(diào)度管理規(guī)程》，膠南110kV水城變電站為青島地區(qū)電力調(diào)度所(以下簡稱青島地調(diào))調(diào)度，遠動信息先送至膠南縣調(diào)再經(jīng)已有通道送至青島地調(diào)。

2）遠動系統(tǒng)設(shè)備配置

遠動通信設(shè)備采用雙套專用獨立設(shè)備，無風扇設(shè)計，無硬盤型。遠動通信設(shè)備具有遠動數(shù)據(jù)處理、規(guī)約轉(zhuǎn)換及通信功能，滿足調(diào)度自動化的要求，并具有串口輸出和網(wǎng)絡(luò)口輸出能力，能同時適應(yīng)通過專線通道和調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)通道與各級調(diào)度端主站系統(tǒng)通信的要求。遠動通信設(shè)備的網(wǎng)絡(luò)接口滿足電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)雙平面的接入要求。

遠動通信設(shè)備宜實現(xiàn)支撐經(jīng)濟運行與優(yōu)化控制等可與調(diào)度主站互動的功能。

1）遠動信息采集

遠動信息采集由變電站自動化系統(tǒng)的I/O測控單元統(tǒng)一完成。遠動通信裝置直接接入站控層以太網(wǎng)(MMS網(wǎng))，做到直采直送。

2）遠動信息內(nèi)容

遠動信息內(nèi)容依照DL/T5003-2023《電力系統(tǒng)調(diào)度自動化設(shè)計技術(shù)規(guī)程》、DL/T5002-2023《地區(qū)電網(wǎng)調(diào)度自動化設(shè)計技術(shù)規(guī)程》要求設(shè)定采集量，并根據(jù)各調(diào)度端的需求作相應(yīng)增減。

3）遠動信息傳輸

與膠南縣調(diào)通信采用電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(luò)和遠動專線互為備用的方式，數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(luò)通信為主用方式，遠動專線為備用方式。數(shù)據(jù)通信協(xié)議采用IEC-870-5-104規(guī)約，遠動專線通信協(xié)議采用IEC-870-5-101或DL451-91規(guī)約；

遠動專線通道：110kV水城變電站至膠南縣調(diào)之間應(yīng)具有一路四線雙工遠動專線通道，通道速率600bit/s。要求在通道信噪比為17dB時，誤碼率不大于10-5。遠動通道應(yīng)安裝防雷保護器。

數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(luò)通道：傳輸速率為2M。4.2.2關(guān)口電能計量系統(tǒng)

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本工程無關(guān)口計量點。

4.2.3調(diào)度數(shù)據(jù)通信網(wǎng)絡(luò)接入設(shè)備

本變電站側(cè)依照調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)雙平面廠站雙設(shè)備原則，配置2套獨立的調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(luò)接入設(shè)備，即配置2臺路由器、2臺交換機、2臺縱向加密認證裝置。

本站兩臺接入路由器均上聯(lián)接入膠南縣調(diào)接入網(wǎng)，各配置2路2×E1數(shù)字通道分別接至2個網(wǎng)絡(luò)節(jié)點（其中1個節(jié)點應(yīng)為縣調(diào)核心或為備用核心節(jié)點）。兩臺路由器上聯(lián)通道應(yīng)分布在不同的通信傳輸設(shè)備之上。如選用PTN以太接口方式，1路100Mbps鏈路可代替1路2×E1鏈路。

4.2.4二次系統(tǒng)安全防護

二次系統(tǒng)的安全防護應(yīng)遵循電監(jiān)會5號令《電力二次系統(tǒng)安全防護規(guī)定》、電監(jiān)安全[2023]34號《電力二次系統(tǒng)安全防護總體方案》及《變電站二次系統(tǒng)安全防護方案》的有關(guān)要求，進行安全分區(qū)，通信邊界安全防護，確保控制功能安全。

依照“安全分區(qū)，網(wǎng)絡(luò)專用，橫向隔離，縱向認證〞的電力二次系統(tǒng)安全防護總體策略，進行業(yè)務(wù)分區(qū)如下：將變電站自動化系統(tǒng)、繼電保護置于控制區(qū)；將故障錄波裝置、電能量遠方終端置于非控制區(qū)；將設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測、智能輔助控制系統(tǒng)置于管理信息大區(qū)。

本站二次系統(tǒng)安全防護方案：控制區(qū)和非控制區(qū)的各應(yīng)用系統(tǒng)接入電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)前應(yīng)加裝縱向加密認證裝置；控制區(qū)與非控制區(qū)之間的各應(yīng)用系統(tǒng)之間網(wǎng)絡(luò)互聯(lián)采用加裝硬件防火墻加以防護；控制區(qū)和非控制區(qū)業(yè)務(wù)均屬于生產(chǎn)控制大區(qū)，與管理信息大區(qū)采用單向隔離裝置加以防護。

本工程配置縱向加密認證裝置2臺，1臺單向隔離裝置，以滿足二次安全防護的相關(guān)要求。

4.2.5相關(guān)調(diào)度端系統(tǒng)本工程不需完善調(diào)度端主站系統(tǒng)。4.3系統(tǒng)及站內(nèi)通信4.3.1通信現(xiàn)狀

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青島電力光纖通信網(wǎng)總?cè)萘繛?.5Gbit/s，設(shè)備采用華為公司的智能光傳輸設(shè)備（OSN）和智能PCM設(shè)備，目前網(wǎng)絡(luò)采用環(huán)狀結(jié)構(gòu)。主干環(huán)光纜主要為OPGW，光纜芯數(shù)主要為24芯，G.652光芯。

膠南市供電公司通信網(wǎng)已經(jīng)形成了以光纖SDH自愈環(huán)網(wǎng)為主的電力綜合通信網(wǎng)。共敷設(shè)通信光纜250KM，全部為ADSS光纜；SDH網(wǎng)絡(luò)由2個155M環(huán)網(wǎng)和多個支鏈構(gòu)成，全部為深圳華為設(shè)備，共30套SDH155設(shè)備。

根據(jù)《山東電力集團公司縣級主干通信網(wǎng)建設(shè)技術(shù)指導看法》要求，縣公司光纖網(wǎng)絡(luò)的發(fā)展，要與市公司光纖網(wǎng)絡(luò)統(tǒng)一型號、統(tǒng)一網(wǎng)管，縣公司新上的通信站的接入方式以直接接入縣公司光纖網(wǎng)絡(luò)為主，不具備條件的可接入市公司光纖網(wǎng)絡(luò)。

4.3.2通道要求

本站與膠南縣調(diào)之間應(yīng)具有遠動專線通信方式并對應(yīng)兩條獨立通道，一主一備，主通道故障時，可自動或人工切換至備用通道。通道在信雜比17dB時，其誤碼率應(yīng)不大于10-5。

本站需要調(diào)度、行政、計算機聯(lián)網(wǎng)、電量計費、調(diào)度自動化及圖像傳輸?shù)韧ǖ馈?/p>

4.3.3系統(tǒng)通信方案

本工程建設(shè)水城站至隱珠站和水城站至大莊站2條光纜，共新建OPGW光纜4.1km、ADSS光纜8km、管道光纜5km。

本工程新建水城站，擴建膠南縣調(diào)站、大莊站、隱珠站、膠南站，在水城站新上STM-4光傳輸設(shè)備和PTN設(shè)備，隱珠站新上STM-4光傳輸設(shè)備。

4.3.4通道組織

110kV曲坊變電站由青島地調(diào)調(diào)度，調(diào)度通道安排：主用通道：水城站～隱珠站～膠南縣調(diào)～青島地調(diào)。備用通道：水城站～膠南站～膠南縣調(diào)～青島地調(diào)。4.3.5站內(nèi)通信方案1）話音業(yè)務(wù)接入

本站站內(nèi)設(shè)置1部行政電話，1部調(diào)度電話，不設(shè)置程控調(diào)度機。調(diào)度、

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行政電話，并通過PCM設(shè)備接入至青島地調(diào)的調(diào)度交換機與行政交換機。電話線自二次設(shè)備室綜合配線柜引來，電話插座及網(wǎng)絡(luò)布線具體布置在施工圖階段設(shè)計。

2）調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)業(yè)務(wù)接入

本站調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)第一平面通道采用2M通道，接入SDH設(shè)備；其次平面通道采用網(wǎng)絡(luò)通道，接入PTN設(shè)備。自動化專線業(yè)務(wù)接入PCM設(shè)備，采用RS232數(shù)字通道傳輸。

3）網(wǎng)絡(luò)業(yè)務(wù)接入

計算機聯(lián)網(wǎng)、電量計費、圖像等網(wǎng)絡(luò)業(yè)務(wù)，均接入PTN設(shè)備。3）通信電源

本工程變電站站內(nèi)不設(shè)通信專用高頻開關(guān)電源，由站內(nèi)一體化電源系統(tǒng)通過DC-DC逆變方式提供2路60A-48V直流電源。DC-DC逆變模塊配置4組，每組30A，互為備用，以保證其可靠性。通信部分設(shè)置電源配電屏，2路輸入，20路輸出。

4）通信機房

本工程變電站站內(nèi)不設(shè)通信專用機房，通信電源和通信設(shè)備安裝在二次設(shè)備室內(nèi)。站內(nèi)不配置獨立的通信動力監(jiān)測裝置，保存數(shù)據(jù)采集單元，將采集到的動力數(shù)據(jù)納入變電站一體化信息平臺后上傳至通信調(diào)度。

二次設(shè)備室本期新上SDH設(shè)備1面柜、PCM設(shè)備1面柜、綜合配線柜1面，PTN設(shè)備1面柜，共計4面柜。

4.3.6配套通信工程詳見本工程通信初設(shè)。4.4變電站自動化系統(tǒng)4.4.1管理模式

變電站自動化系統(tǒng)的設(shè)備配置和功能要求按無人值班模式設(shè)計。變電站自動化系統(tǒng)主要設(shè)計原則如下：

1）采用開放式分層分布式網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，由站控層、間隔層、過程層以及網(wǎng)絡(luò)設(shè)備構(gòu)成。站控層設(shè)備按變電站遠景規(guī)模配置，間隔層和過程層設(shè)備按工

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程實際規(guī)模配置。

2）變電站自動化系統(tǒng)統(tǒng)一組網(wǎng)，通信規(guī)約采用DL/T860通信標準。3）變電站內(nèi)信息宜具有共享性和唯一性，變電站自動化系統(tǒng)主站與遠動數(shù)據(jù)傳輸設(shè)備、保護及故障信息管理系統(tǒng)、微機防誤系統(tǒng)信息資源共享，不重復采集，儉約投資。

4）變電站內(nèi)由變電站自動化系統(tǒng)完成對全站設(shè)備的監(jiān)控，不再另外設(shè)置其它常規(guī)的控制屏以及模擬屏。

5）變電站自動化系統(tǒng)具有與電力調(diào)度數(shù)據(jù)專網(wǎng)的接口，軟、硬件配置應(yīng)能支持聯(lián)網(wǎng)的網(wǎng)絡(luò)通信技術(shù)以及通信規(guī)約的要求。

6）向調(diào)度端上傳的保護、遠動信息量執(zhí)行現(xiàn)有相關(guān)規(guī)程。

7）變電站自動化系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)安全應(yīng)嚴格依照《電力二次系統(tǒng)安全防護規(guī)定》來執(zhí)行。

8）變電站自動化系統(tǒng)應(yīng)實現(xiàn)全站的防誤操作閉鎖功能。站控層宜實現(xiàn)順序控制、智能告警等高級功能。

4.4.2監(jiān)測、監(jiān)控范圍

依照DL/T5149-2023《220～500kV變電所計算機監(jiān)控系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)規(guī)程》要求和調(diào)度端對無人值班變電站的運行狀況的需求，本變電站自動化系統(tǒng)的監(jiān)測、監(jiān)控范圍設(shè)計如下：

1）模擬量

——110kV線路的三相電流、三相電壓、有功功率、無功功率；——110kV橋斷路器的三相電流；——110kV系統(tǒng)的母線電壓和頻率；——10kV系統(tǒng)母線電壓和頻率；

——10kV線路的三相電流、有功功率、無功功率；——10kV電容器三相電流、無功功率；——10kV分段斷路器的三相電流；——主變壓器的油溫、繞組溫度；

——主變壓器高、中、低壓側(cè)的三相電流、三相電壓、三相有功功率、

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三相無功功率；

——接地變高壓側(cè)三相電流、三相電壓；——接地變低壓側(cè)三相電流、三相電壓；——380V/220V母線線電壓；——直流系統(tǒng)的母線電壓；——充電進線電流、電壓；——蓄電池進線電流和電壓；——浮充電進線電流、電壓；

——直流絕緣監(jiān)視：正對地電壓、負對地電壓；——UPS系統(tǒng)的輸出電壓、電流及頻率；——室外溫度和繼電器室溫度。2）開關(guān)量

——變壓器調(diào)壓分接頭位置信號；——主變中性點接地開關(guān)位置信號；

——110kV斷路器、電動隔離開關(guān)和電動接地刀閘的位置信號；——接地變高壓側(cè)斷路器狀態(tài)信號；——接地變低壓側(cè)斷路器狀態(tài)信號；——380V/220V母線分段斷路器狀態(tài)信號；——380V/220V饋出回路狀態(tài)信號；——主變壓器保護動作及報警信號；——站用變壓器保護動作及報警信號；——10kV電容器保護動作及報警信號；——10kV線路保護動作及報警信號；——10kV母線保護動作及報警信號；——UPS系統(tǒng)狀態(tài)異常信號；

——就地/遠方（含主控室和調(diào)度端）切換開關(guān)位置信號；——通信系統(tǒng)報警信號（包括載波機、光端機及PCM）；——在線監(jiān)測告警信號；

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——其他信號。3）控制量

——主變中性點接地開關(guān)；

——110kV斷路器、電動隔離開關(guān)和電動接地刀閘；——10kV斷路器；

——保護定值的遠方整定及其信號的遠方復歸，保護壓板投退。除上述要求外，本期工程要求智能輔助控制系統(tǒng)、交直流一體化電源系統(tǒng)預留符合DL/T860標準的通信接口，并要求變電站自動化系統(tǒng)具備與以上系統(tǒng)通信（控制及信息采集）的功能。

4.4.3配置方案4.4.3.1系統(tǒng)構(gòu)成

變電站自動化系統(tǒng)在功能規(guī)律上宜由站控層、間隔層、過程層及網(wǎng)絡(luò)設(shè)備構(gòu)成。

1）站控層由一體化信息平臺主機、遠動通信裝置和其他各種功能站構(gòu)成，提供站內(nèi)運行的人機聯(lián)系界面，實現(xiàn)管理控制間隔層、過程層設(shè)備等功能，形成全站監(jiān)控、管理中心，并遠方監(jiān)控/調(diào)度中心通信。

2）間隔層由保護、測控、計量、錄波等若干個二次子系統(tǒng)組成，在站控層及網(wǎng)絡(luò)失效的狀況下，仍能獨立完成間隔層設(shè)備的就地監(jiān)控功能。

3）過程層是由合并單元、智能單元等構(gòu)成，完成與一次設(shè)備相關(guān)的功能，完成實時運行電氣量的采集、設(shè)備運行狀態(tài)的監(jiān)測、控制命令的執(zhí)行等。

4）網(wǎng)絡(luò)設(shè)備包括網(wǎng)絡(luò)交換機、光/電轉(zhuǎn)換器、接口設(shè)備和網(wǎng)絡(luò)連接線、電纜、光纜及網(wǎng)絡(luò)安全設(shè)備等。以上網(wǎng)絡(luò)設(shè)備構(gòu)建全站分層分布式高速工業(yè)級以太網(wǎng)。

4.4.3.2系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)1）站控層網(wǎng)絡(luò)

站控層網(wǎng)絡(luò)負責實現(xiàn)站控層設(shè)備之間以及與間隔層之間的通信，傳輸MMS報文和GOOSE報文。

站控層網(wǎng)絡(luò)采用單星型以太網(wǎng)絡(luò)。

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2）間隔層網(wǎng)絡(luò)

間隔層網(wǎng)絡(luò)負責實現(xiàn)間隔層設(shè)備之間、相鄰間隔以及間隔層與站控層之間的通信，傳輸MMS報文、GOOSE報文。在站控層網(wǎng)絡(luò)失效的狀況下，間隔層應(yīng)能獨立完成就地數(shù)據(jù)采集和控制功能。

間隔層網(wǎng)絡(luò)采用單星形以太網(wǎng)絡(luò)。3）過程層網(wǎng)絡(luò)

過程層網(wǎng)絡(luò)負責實現(xiàn)過程層裝置與間隔層設(shè)備之間、間隔層設(shè)備之間以及過程層設(shè)備之間的通信，傳輸GOOSE報文及采樣值報文。

110kV電壓等級過程層GOOSE報文及采樣值報文采用點對點傳輸方式。35/10kV電壓等級不配置獨立的過程層網(wǎng)絡(luò)，GOOSE報文通過站控層網(wǎng)絡(luò)傳輸。

4.4.3.3系統(tǒng)設(shè)備配置a.站控層設(shè)備配置

站控層設(shè)備包括一體化信息平臺主機（主機兼操作員工作站和工程師站）、遠動通信裝置以及網(wǎng)絡(luò)打印機等設(shè)備。站控層設(shè)備依照變電站遠景規(guī)模配置。

1）一體化信息平臺主機（主機兼操作員工作站和工程師站）1套采用UNIX操作系統(tǒng)，提供整套一體化信息平臺系統(tǒng)軟件，含監(jiān)控功能、操作閉鎖功能和高級應(yīng)用功能等。

為滿足“國家電網(wǎng)科〔2023〕143號《智能變電站一體化監(jiān)控系統(tǒng)功能規(guī)范》〞的要求，還需配置數(shù)據(jù)服務(wù)器（單套配置）、綜合應(yīng)用服務(wù)器（單套配置）、Ⅰ區(qū)數(shù)據(jù)通信網(wǎng)關(guān)機（雙重化配置）；Ⅱ區(qū)數(shù)據(jù)通信網(wǎng)關(guān)機（單套配置）；Ⅲ/Ⅳ區(qū)數(shù)據(jù)通信網(wǎng)關(guān)機（單套配置）。

2）打印機

取消裝置屏柜上的打印機，設(shè)置打印服務(wù)器，通過站控層和間隔層網(wǎng)絡(luò)通信打印全站各裝置的保護告警、事件等。

b.間隔層設(shè)備配置

間隔層包括繼電保護、安全自動裝置、測控裝置、網(wǎng)絡(luò)記錄分析儀裝置、

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電能計量裝置等設(shè)備。間隔層設(shè)備依照變電站本期規(guī)模配置，并考慮擴建需求。

1）繼電保護、安全自動裝置

具體配置詳見系統(tǒng)繼電保護和元件保護部分章節(jié)。2）測控裝置

功能要求：測控裝置應(yīng)依照DL/T860(IEC61850)標準建模，具備完善的自描述功能，與站控層設(shè)備直接通信。測控裝置應(yīng)支持通過GOOSE報文實現(xiàn)間隔層五防聯(lián)閉鎖功能，支持通過GOOSE報文下行實現(xiàn)設(shè)備操作，支持通過SV報文接收電流電壓信號。

配置方案：

?全站配置4臺公用測控裝置；

?110kV線路、橋按間隔各配置1臺保護測控裝置，；?每臺主變本體單獨配置1臺測控裝置；

其他間隔不配置獨立的測控裝置，測控功能實現(xiàn)方式如下：

10kV線路、電容器、接地變間隔測控功能：按間隔配置保護、測控、計量、錄波一體化裝置。10kV分段保護、測控、錄波采用一體化裝置。

3）網(wǎng)絡(luò)記錄分析儀裝置

功能要求：裝置應(yīng)記錄所有MMS報文、GOOSE報文、SV報文，具備暫態(tài)錄波分析功能與網(wǎng)絡(luò)報文分析功能，分析結(jié)果上傳至一體化信息平臺主機。

全站統(tǒng)一配置1套網(wǎng)絡(luò)記錄分析儀裝置，包括：網(wǎng)絡(luò)分析主機：1臺；MMS、GOOSE網(wǎng)絡(luò)報文記錄儀：2臺；SV報文記錄儀：2臺；用于記錄儀與分析主機聯(lián)網(wǎng)交換機1臺。

4）電能計量裝置

變電站內(nèi)設(shè)置一套電能量計量系統(tǒng)子站設(shè)備，包括電能計量裝置和電能量遠方終端等。計量點按單電能表配置，精度為0.5S級，具備電壓失壓計時功能。電能計量裝置采用支持DL/T860標準接口的電能表。

110kV間隔及主變各側(cè)電能計量裝置按單電能表配置，采用支持DL/T860標準接口的數(shù)字式電能表，以點對點方式采集電流電壓信息。電能計量裝置

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有功精度為0.5s級、無功精度為2.0級。

10kV間隔配置三相四線制全電子式多功能電能表，有功精度為0.5s級、無功精度為2.0級，帶輔助電源。就地布置于開關(guān)柜內(nèi)。