kV及以下配电网技术装备导则.doc

Q/CSG中国南方电网有限责任公司 发 布2009-X-XX 实施2009-X-XX 发布110kV及以下配电网技术装备导则（报批稿）中国南方电网公司企业标准目 次 前 言III1范围12规范性引用文件13名词术语34总则55通用技术原则55.1电压等级65.2短路电流65.3电能质量65.4电气主接线65.5中性点接地方式75.6变电站站用电75.7过电压保护与绝缘配合85.8防雷与接地85.9无功补偿及电压调整85.10继电保护与自动化95.11通信105.12防灾减灾116变（配）电站及开关站型式与布置116.1110kV变电站116.235kV变电站126.3开关站与配电站127主要电气一次设备137.1变压器137.2高压组合电器147.3断路器167.4隔离开关与接地开关177.5电流互感器187.6电压互感器187.7避雷器197.8中性点接地装置207.9母线217.10开关柜217.11熔断器237.1210kV柱上负荷开关247.13无功补偿装置257.14低压电器268直流系统与交流不间断电源288.1直流系统288.2交流不间断电源（UPS）318.3一体化电源设备328.4通信电源329继电保护与变电站自动化329.1继电保护329.2自动装置369.3变电站综合自动化3710调配自动化与信息化3910.1县级调配自动化系统3910.2配电网自动化系统4010.3配电网管理信息系统4310.4电能质量监测4411计量与营销自动化4411.1计量4411.2营销自动化系统4512配电网通信4612.1通道配置4612.2通信组网4612.3设备要求4712.4应急通信4913线路4913.1架空线路4913.2电缆线路5314安防系统5514.1火灾自动报警系统5514.2图像监视及安全警卫5514.3其它5615节能环保56附录A58附录B58附录C61附录D63附录E64附录F66附录G67附录H68前 言 为把中国南方电网有限责任公司建设成为经营型、服务型、一体化、现代化的企业，建设结构合理、可靠经济、技术先进、信息畅通的现代化配电网，提高南方电网110千伏及以下配电网装备科技含量和自动化水平，指导配电网技术发展，规范设备配置与选型的基本原则和标准，特制定本导则。本导则以国家及行业的有关法律法规、标准、导则为基础，结合目前装备的技术水平、运行经验和管理要求而提出，适用于中国南方电网有限责任公司及所属各省公司、地（市、州）级供电企业及县级供电企业的110千伏及以下配电网建设与改造、设备采购和运行管理工作。本导则由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。本导则由中国南方电网有限责任公司生产技术部归口并解释。本导则起草单位：本导则主要起草人：110kV及以下配电网技术装备导则1 范围1.1 本导则规定了中国南方电网有限责任公司110kV及以下配电网的技术装备原则。1.2 本导则适用于中国南方电网有限责任公司及所属各省公司、地（市、州）级供电企业及县级供电企业110kV及以下配电网的新建与改造、设备采购和运行管理工作。1.3 接入南方电网公司配电网系统的用户可参照本导则执行。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本导则的引用而构成本导则的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本导则，然而，鼓励根据本导则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本导则。GB 1094.11-2007电力变压器 第11部分 干式变压器GB 1094.1-1996电力变压器 第1部分 总则GB 1094.2-1996电力变压器 第2部分 温升GB 1094.3-2003电力变压器 第3部分 绝缘水平和绝缘试验和外绝缘间隙GB 1094.5-2008电力变压器 第5部分 承受短路的能力GB 11032-2000交流无间隙金属氧化物避雷器GB 1207-2006电磁式电压互感器GB 1208-2006电流互感器GB 14048.2-2008低压开关设备和控制设备 第2部分 断路器GB/T 156-2007标准电压GB 16926-1997交流高压负荷开关熔断器组合电器GB 1984-2003高压交流断路器GB 1985-2004高压交流隔离开关和接地开关GB 3096-2008声环境质量标准GB 311.2-2002绝缘配合 第二部分：高压输变电设备的绝缘配合使用导则GB 3804-20043.6kV40.5kV交流高压负荷开关GB 3906-20063.6kV40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备GB 5005310kV及以下变电所设计规范GB 50054低压配电设计规范GB 5006166kV及以下架空电力线路设计规范GB 50116-1998火灾自动报警系统设计规范GB 50217电力工程电缆设计规范GB 50227并联电容器装置设计规范GB 5273-1985高压电器、变压器及套管的接线端子GB 772-2005高压绝缘子瓷件技术条件GB/T 10228-2008干式电力变压器技术参数和要求GB/T 11022-1999高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB/T 13730-2002地区电网调度自动化系统GB/T 14048.1-2006低压开关设备和控制设备 第1部分 总则GB/T 14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 15166.3-1994交流高压熔断器 喷射式熔断器GB/T 16434高压架空线路和发电厂、变电站环境污区分级及外绝缘选择标准GB/T 17467-1998高压/低压预装箱式变电站GB/T 17468-2008电力变压器选用原则GB/T 19638.2-2005固定型阀控密封式铅酸蓄电池GB/T 6451-1999三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T 7611-2001数字网系列比特率电接口特性DL 442高压并联电容器单台保护用熔断器订货技术条件DL 462高压并联电容器用串联电抗器订货技术条件DL 5352-2006高压配电装置设计技术规程DL 593-2006高压开关设备和控制设备标准的共用订货技术要求DL/T 1053-2007电能质量技术监督规程DL/T 1074-2007 电力用直流和交流一体化不间断电源设备DL/T 401-2002高压电缆选用导则DL/T 402-2007交流高压断路器订货技术条件DL/T 404-20073.6kV40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备DL/T 448-2000 电能计量装置技术管理规程DL/T 486-2000交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件DL/T 499-2001农村低压电力技术规程DL/T 5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 5044-2004 电力工程直流系统设计技术规程DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程DL/T 5137-2008 电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T 5220-200510kV及以下架空配电线路设计技术规程DL/T 5221-2005城市电力电缆线路设计技术规定DL/T 5222-2005导体和电器选择设计技术规定DL/T 5391-2007电力系统通信设计技术规定DL/T 593-2006高压开关设备的共用订货技术导则DL/T 601-1996架空绝缘配电线路设计技术规程DL/T 615-1997交流高压断路器参数选用原则DL/T 617气体绝缘金属封闭开关设备技术条件DL/T 620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 621 -1997交流电气装置的接地DL/T 635-1997县级电网调度自动化功能规范DL/T 687-1999微机型防止电气误操作装置通用技术条件DL/T 721-2000配电网自动化系统远方终端DL/T 725-2000电力用电流互感器订货技术条件DL/T 726-2000电力用电压互感器订货技术条件DL/T 728气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则DL/T 781-2001电力用高频开关整流模块DL/T 781-2001电力用高频开关整流模块DL/T 791-2001户内交流充气式开关柜选用导则DL/T 804-2002交流电电力系统金属氧化物避雷器使用导则DL/T 813-200212kV高压交流自动重合器技术条件DL/T 814-2002配电自动化功能规范DL/T 857-2004 发电厂、变电站蓄电池用整流逆变设备技术条件JB 7569交流高压自动分段器电监安全【2006】34号关于印发电力二次系统安全防护总体方案等安全防护方案的通知Q/CSG 1 0011-2005 220500kV变电站电气技术导则Q/CSG 11502-2008110500kV架空输电线路设计技术规定Q/CSG 11503-2008中重冰区架空输电线路设计技术规定Q/CSG 11624-2008配电变压器能效标准及技术经济评价导则Q/CSG 12101.2-2008 营销自动化系统主站功能规范Q/CSG MS0308-2005 中国南方电网有限责任公司电力系统电压质量和无功电力管理办法Q/CSG 11501-200835kV及以下架空电力线路抗冰加固技术导则3 名词术语3.0.1 配电站在中低压配电网中，用于接受并分配电力、将中压变换为380V电压的供电设施。主要有以下三种型式：1) 室内配电站变压器及其中低压配电装置装设于建筑物内（含地下）的配电站，简称室内站。2) 箱式变电站由高压开关设备、变压器、低压开关设备、电能计量装置、无功补偿装置、辅助设备和联结件等元件组成的成套设备。在工厂内预先组装在箱体内，用以向低压输送电能。也称预装箱式变电站（简称箱式变）3) 台架变变压器安装在露天台架上的配电站。通常由跌落式熔断器、配电变压器和低压计量、配电、补偿装置组成。3.0.2 开关站配电网中设有母线及其进出线设备、完成接受并分配电力、能开断电流的配电设施。分高压开关站和中压开关站。本导则仅用于中压，分为户外开关箱、小型开关站(室内)、中心开关站(室内)。3.0.3 剩余电流动作保护器在规定的条件下，当被保护电路中剩余电流超过给定值时，能自动断开电路或发出报警信号的机械开关电器或组合电器。3.0.4 一体化电源设备将直流电源、电力用交流不间断电源（UPS）和电力用逆变电源（INV）、通信用直流变换电源（DC/DC）等组合为一体，共享直流的蓄电池，并统一监控的成套设备。该组合方式是以直流电源为核心，直流电源与上述任意一种电源及一种以上电源所构成的组合体，均称为一体化电源设备。3.0.5 安全自动装置在电力网中发生故障或出现异常运行时，为确保电网安全与稳定运行，起控制作用的自动装置。如自动重合闸、备用电源或备用设备自动投入、自动切负荷、低频和低压自动减载、自动解列等。3.0.6 配电网自动化系统实现中低压配电网运行监控的自动化系统。具备配电SCADA、故障处理及高级应用功能，一般由配电自动化主站、配电自动化终端及通信系统构成，根据信息量的配置情况也可配置配电自动化子站。3.0.7 调配自动化系统实现变电站及配电网运行监控的自动化系统。在一体化支撑平台上集成调度自动化和配电网自动化各种应用，具备调度及配电SCADA、故障处理及高级应用功能，一般适用于县级供电企业。3.0.8 配电网管理信息系统根据配电网生产运行和综合业务管理需求，结合地理信息，建立配电网管理信息支撑平台，实现配电网设备资源、生产运行、综合业务及图资的管理，并提供相关辅助决策功能的信息系统。宜与配电网地理信息系统一体化建设，也可以分别建设配电网生产管理系统和配电网地理信息系统，实现两者之间的信息共享和系统集成。3.0.9 营销自动化系统运用现代电子、计算机及通讯技术、通过对供电设备的电能量、负荷等信息进行采集、处理，实现供用电情况监测、控制的电力自动化系统，涵盖了传统意义上的厂站电能计量遥测、负荷管理、低压集抄与配变监测计量等系统。3.0.10 气体绝缘全封闭组合电器（GIS）将高压设备全部集成在充满SF6气体的封闭金属外壳内的组合电器。3.0.11 单元式气体绝缘封闭组合电器（PASS ）以GIS技术为基础，将一个开关间隔内所有必要的设备如断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器等全部集成在同一个充满SF6气体的封闭金属外壳内。PASS相当于一个完整高压间隔，除母线外其它带电设备全部封闭组装。3.0.12 紧凑型高压组合电器（COMPASS） 由SF6断路器、电流互感器、隔离开关模块、接地开关等组成，采用空气外绝缘，电流互感器、断路器组合可移动。4 总则4.0.1 110kV及以下配电网技术装备必须贯彻国家的基本建设方针和技术经济政策，做到安全可靠、先进适用、经济合理、资源节约、环境友好、符合国情。4.0.2 应积极依靠科技进步，提高配电网技术水平，提高装备的科技含量，以及城市配电网自动化水平。4.0.3 110kV及以下配电网技术装备必须从实际出发，结合地区特点，积极稳妥地采用新技术、新材料、新工艺。4.0.4 110kV及以下配电网技术装备应积极采用节能、降耗、环保、免维护或少维护的先进技术和产品。4.0.5 110kV及以下配电网技术装备除应按本规定执行外，尚应符合现行国家、行业和企业标准有关规定的要求，认真贯彻执行国家和地方颁发的强制性条文。4.0.6 根据南方电网五省（区）地区的行政级别、城市重要性、经济地位和负荷密度等条件将其划分为四级，其中城市（含县级市）分为三级，县为第四级，供电分区分为六类。（参见中国南方电网公司110千伏及以下配电网规划指导原则（南方电网生 20094号）表4.0.6a 地区级别划分表地区级别特级一级二级三级划分标准国际化大城市省会及其它主要城市其它城市，地、州政府所在地县注：现阶段主要城市包括广州、深圳、佛山、东莞、珠海、南宁、桂林、柳州、昆明、曲靖、红河、贵阳、遵义、海口、三亚，其中广州、深圳为国际化大城市。根据城市的发展变化，其它城市可以过渡为主要城市或国际化大城市。表4.0.6b 地区级别与供电分区分类对照表地区级别A类B类C类D类E类F类特级中心区或30MW/km2及以上一般市区或20-30MW/km210-20MW/km2的郊区及城镇5-10MW/km2的郊区及城镇城镇或1-5MW/km2乡村一级30MW/km2及以上中心区或20-30MW/km2一般市区或10-20MW/km25-10MW/km2的郊区及城镇城镇或1-5MW/km2乡村二级20-30MW/km2中心区或10-20MW/km2一般市区或5-10MW/km2郊区、城镇或1-5MW/km2乡村三级10-20MW/km2县城或5-10MW/km2城镇或1-5MW/km2乡村5 通用技术原则5.1 电压等级电压等级选择应符合GB 156, 南方电网配电网由110kV、35kV高压配电网，10 (20)kV（下同）中压配电网和380/220V低压配电网组成。5.2 短路电流5.2.1 短路电流控制应遵循如下原则：短路电流控制水平应与电源容量、电网规划及开关设备开断能力相适应。各电压等级短路电流控制水平应相互配合。当系统短路电流过大时，应采取必要的限制措施。5.2.2 变电站、开关站及配电站母线的短路电流水平，不宜超过表5.2.2的规定：表5.2.2 短路电流控制水平电 压 等 级 (kV)1103510短路电流控制水平（kA）4025205.2.3 配电网短路电流达到或接近控制水平时，应通过技术经济比较，选择合理的限流措施，同时在选择开关站或配电站设备时，其技术参数应留有适当裕度，以避免在设备规定寿命期限内，制约配电网的发展或造成重复投资。常用的限流措施如下：1) 母线分段，开环运行。2) 合理选择网络接线，增大系统阻抗。3) 采用高阻抗变压器。4) 在变电站主变压器低压侧加装限流电抗器。5.3 电能质量配电网电能质量必须符合国家有关标准的规定，参照标准见表5.3。表5.3 电能质量参照标准名 称参照标准供电电压偏差GB/T 12325-2008 电能质量供电电压偏差电力系统频率偏差GB/T 15945-2008 电能质量电力系统频率偏差公用电网谐波GB/T 14549-1993 电能质量公用电网谐波电压波动和闪变GB/T 12326-2008 电能质量电压波动和闪变三相电压不平衡GB/T 15543-2008 电能质量三相电压不平衡暂时过电压和瞬态过电压GB/T 18481-2001 电能质量暂时过电压和瞬态过电压5.4 电气主接线 电气主接线应根据变电站、开关站和配电站在配电网中的地位、出线回路数、设备特点及负荷性质等条件确定，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。变电站电气主接线方式见表5.4a5.4b，当110kV采用单母线接线时，不应采用GIS设备。开关站、配电站电气主接线可分为单母线或单母线分段接线。电气主接线图参见附录B。表5.4a 110kV变电站 供电分区电压等级A类B类C类D类E类F类110kV单母线分段单元单母线分段单元内桥单母线分段内（外）桥单元单母线单母线分段内桥单母线分段单母线内桥35kV单母线分段10kV单母线分段单母线四分段环状母线单母线分段单母线四分段单母线分段表5.4b 35kV变电站 供电分区电压等级A、B、C类D类E类F类35kV内桥单母线分段单母线单母线分段单母线单母线分段单母线10kV单母线分段5.5 中性点接地方式5.5.1 中性点接地方式分为有效接地和非有效接地方式两大类。有效接地方式是指中性点直接接地和经低阻抗接地；非有效接地方式主要分为两种：不接地、经低电阻或消弧线圈接地。5.5.2 中性点接地方式的选择原则1) 主要由架空线路构成的配电网，当35kV、10kV单相接地故障电容电流不超过10A时，宜采用不接地方式；当超过上述数值且要求在故障条件下继续运行时，宜采用消弧线圈接地方式。2) 电缆线路构成的10kV配电网，当单相接地故障电容电流不超过30A时，可采用不接地方式；超过30A时，宜采用低电阻接地或消弧线圈接地方式。5.5.3 配电网中性点接地方式遵循DL/T 620有关规定，具体如下：1) 110kV：直接接地或经低阻抗接地，中性点接地回路应能满足不接地运行。2) 35kV、10kV：根据单相接地电容电流确定，一般采用不接地、经低电阻或消弧线圈接地。3) 380/220V：直接接地。低压配电网采用TN-S、TN-C、TN-C-S、TT或IT供电系统。5.6 变电站站用电5.6.1 站用电源1) 110kV变电站宜采用两台站用变，应接于不同的10kV母线或者35kV母线。2) 35kV变电站站用变根据电源情况，接于 35kV进线线路侧、35kV母线或10kV母线。当采用单母线接线时宜接于35kV母线，两路及以上电源进线的变电站可采用两台站用变。5.6.2 站用电接线方式站用电采用按变压器划分的单母线接线，两段母线配置分段断路器或两个电源供一段母线的接线方式，宜同时供电分段运行，分段断路器或两个进线断路器设备自投装置，两段母线不允许并列运行，向同一负荷供电的两个回路应分别接在不同的母线上。5.7 过电压保护与绝缘配合5.7.1 变电站变电站交流电气设备的过电压保护和绝缘配合应符合DL/T 620和GB311.2。5.7.2 架空线路绝缘配合、防雷和接地应符合Q/CSG11502、Q/CSG11503、GB50061、DL/T620，应使线路能在工频电压、操作过电压、雷电过电压等条件下安全可靠地运行。5.7.3 高海拔修正高海拔地区需要对外绝缘进行海拔修正：1000米1500米按1500米进行修正，1500米2000米按2000米进行修正，2000米以上按实际情况修正。5.7.4 防污110kV配电装置处于级及以上污秽区时，应采用屋内配电装置。布置在屋外的设备采取提高爬电距离、增加防污闪裙、涂防污漆等措施。5.8 防雷与接地5.8.1 变电站变电站防雷与接地应符合DL/T 620和DL/T 621。变电站必须设置防直击雷保护的设施和措施。5.8.2 线路1) 架空配电线路防雷与接地应根据线路电压、负荷性质和系统运行方式，结合当地现有线路的运行经验，地区雷电活动的强弱、地形地貌特点及土壤电阻率等情况，在计算耐雷水平后，通过技术经济比较，采用合理的防雷与接地。2) 架空配电线路与电缆连接处应安装线路避雷器。3) 架空电缆线路的承力钢绞线应逐基直接接地，其工频接地电阻不宜大于10。5.8.3 二次系统防雷二次系统防雷应做到统筹规划、整体设计，从接地、屏蔽、均压、限幅及隔离五个方面采取综合防护措施。对微机型测控装置通信接口、计算机网络接口、电能表通信接口、智能装置通信接口等处安装防雷保护器。对电源系统应按分级防护、逐级协调的原则加装电源SPD（电涌保护器）。5.9 无功补偿及电压调整5.9.1 无功补偿原则1) 无功补偿应按照分区与就地平衡的原则，宜就地与集中补偿相结合，供电部门与用户补偿相结合，中压与低压补偿相结合，降损与调压相结合。2) 宜在变电站10kV侧、配电站380V侧装设集中补偿电容器，在用电端装设分散补偿电容器。在E、F类供电区，当10kV线路供电距离长且配电站低压侧未装设无功补偿装置时，可在10kV线路设置无功补偿装置。当电容器分散安装在低压用电设备处且高压侧功率因数满足要求时，则不需再在配电站安装电容器。3) 无功补偿应优化配置，宜自动投切。变电站内电容器的投切应与变压器分接头调整协调配合，应控制母线电压水平在规定范围之内。变电站和配电站内设置的并联电容器应保证高峰负荷时变压器高中压侧功率因数不低于0.95。4) 配电网无功补偿应以容性补偿为主，在电容电流较大的电缆网中，可装设感性无功补偿装置。5) 35kV110kV变电站补偿装置的单组容量不宜过大，当110kV变电站单台主变压器容量为31.5MVA及以上时，每台主变宜配置两组电容补偿装置。6) 配电站无功补偿装置宜安装在低压侧母线上，宜采用动态补偿，补偿方式宜采用三相补偿、分相补偿和混合补偿。7) 在配置电容补偿装置时，宜合理选择串联电抗器的电抗率。电容器投退引起的过电压和谐波电流不应超过规定限值。5.9.2 无功补偿容量配置1) 35kV110kV变电站无功补偿容量宜按主变容量的1030配置。2) 配电站补偿电容器容量宜按配电变压器容量的2040配置。3) 10kV线路无功补偿补偿容量宜按线路输送无功功率的1/21/3配置。5.9.3 提高电压质量的综合措施：1) 主变配置有载调压开关，具备综合自动调压功能。无功补偿装置和有载调压开关共同作用，无功补偿设施根据功率因数和负荷变化投切。2) 无功功率就地平衡。3) 增大中低压架空线路导线截面，减小供电半径，平衡三相负荷。4) 提高供电电压等级。5.9.4 电压调整调节电网电压主要的主要采用发电机调压、变压器调压、调相机调压和投切无功补偿装置调压。 5.10 继电保护与自动化 5.10.1 继电保护及安全自动装置1) 继电保护的配置和选型应根据配电网结构、一次接线方式，遵循“强化主保护，简化后备保护和二次回路”的原则进行。2) 继电保护及安全自动装置应具有独立性、完整性、成套性，在变电站其它系统（直流电源除外）故障时，继电保护及安全自动装置应能正常工作。3) 继电保护及安全自动装置应为微机型，装置的保护模块应配置合理，当装置出现单一硬件故障退出运行时，不能影响其它保护功能的正常运行。应具备向远方传送信息的通信接口分别接入变电站内计算机监控系统和继电保护及故障信息管理系统，并接收外时钟同步信号。4) 继电保护及安全自动装置应带有本身故障录波和事件记录功能，并提供相应的远方通信和分析软件。5) 继电保护及安全自动装置强电跳闸出口应设置硬接线连接片；继电保护装置投退应具备软压板投退功能和硬压板投退功能。装置中不同类型的保护，应设有方便的投退功能，每套主保护、后备保护要有独立的投退硬接线连接片。6) 继电保护及安全自动装置应同时具有软件自检监测功能和硬件巡检功能，当装置中任一元件损坏时，不应造成装置不正确动作，并提供告警信号和异常报文。7) 继电保护及安全自动装置所有输出接点必须是无源接点，并应提供足够的信号接点，满足监控、录波、远动等要求。8) 保护柜上每一套继电保护及安全自动装置应配置独立的直流断路器，直流断路器应能与上一级熔断器或直流断路器逐级配合。9) 继电保护及安全自动装置的抗电磁干扰和电磁兼容应满足现行国家、电力行业和企业标准有关规定的要求。10) 继电保护及安全自动装置的接地应满足中国南方电网公司继电保护反事故措施的相关要求。11) 110kV及以下变电站宜配置独立组屏的专用保护试验电源装置；要求保护试验电源的直流输出采用高频开关电源模块，其纹波系数不大于5%。5.10.2 变电站采用计算机监控系统，按无人值班设计。计算机监控系统为分层分布式网络结构，间隔层与站控层连接采用以太网。5.10.3 自动化与信息系统1) 县级供电企业应统筹考虑调度自动化和配电自动化系统建设，实现调度自动化和配电自动化应用功能的有机集成。2) 应遵循统一规划，分步实施、技术先进、经济合理的原则，按照局部试点、推广应用和改进提高三个阶段，循序渐进推进配电网自动化实用化进程，逐步提高对配电网的监控能力和运行管理水平。3) 应按照配电网运行管理的实际需求，依据南方电网配网生产管理信息系统功能规范，结合配电网地理信息平台，建设以配电网资源管理为核心的标准化、流程化、一体化的配电网管理信息系统。4) 应采用功能全、低能耗、免维护的配电网监控设备，避免重复投资。配变监测计量终端应同时满足对配变运行监测、电能量采集及电能质量监测的要求，一套配电变压器不应安装一套以上的监测设备。5) 应基于IEC61970、IEC61968系列标准，遵循公共信息模型和接口规范，实现配电网自动化系统、营销自动化系统及配电网管理信息系统的数据共享和系统集成。6) 宜同步开展自动化及信息系统运行环境建设。结合运行需求，按照国家及行业标准，建设相应的自动化系统、管理信息系统机房及运行管理环境，或在现有条件下进行改造和完善5.10.4 配电网二次系统安全防护应符合电力二次系统安全防护规定的要求，遵循安全分区、网络专用、横向隔离和纵向认证的原则，按照南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范的要求配置安全防护设备。5.11 通信1) 配电网系统通信应遵循“因地制宜、自建为主、技术领先、适度超前”技术方针。2) 通信通道配置应满足配电网系统生产和管理业务的通道要求。通信组网应遵循分级建设、分层接入的原则，充分利用现有电力系统通信资源。通信设备应遵循“安全可靠、经济实用、统一网管、扩容方便”的要求，其传输容量、接口数量、传输速度应满足近、远期电力系统业务通道的需求。3) 高压配电网系统通信应优先采用光纤通信，没有光纤建设条件的站点可采用数字电力线载波、无线等通信方式，实现电力专用通信系统全覆盖，并适当考虑应急通信。实现远方控制端监控的无人值班变电站，通信还应满足视频监控通道要求。4) 中低压配电网系统通信应结合各地区配电网供电分区的规划，因地制宜的选择光纤、电力线载波、无线等多种通信技术，对于重要用户、重点保供电区域，宜考虑应急通信。5) 适当利用公网通信资源，弥补电力自建通信网络存在的困难。利用公网通信应严格按照电力二次系统安全防护的要求，设置安全加密和认证设备。为是否增加租用公网无线通信不能用于传送电力系统的遥控信息。保证通信质量应与公网运营商制定统一的服务准则。6) 应积极关注通信新技术的发展与应用，遵循先试点后推广的原则，为配电网系统通信提供更多灵活的解决方案。5.12 防灾减灾1) 在冰灾易发地区，线路设计应首先采用避冰及抗冰。若路径选择在高差相对较大，连续上下山地区，设计时应合理考虑导、地线的纵向不平衡张力，提高杆塔的抗冰能力。严重覆冰地段必要时宜按稀有的覆冰厚度进行验算。有条件地区可采用融冰及防冰等措施、设置观冰站（点）和开展高压配电线路覆冰在线监测，全面加强电网抵御冰灾的能力。2) 处于地震烈度8度以上地区的线路设计时必须采取抗震措施，还应根据具体地质情况，合理配置基础，提高抵御地震灾害的能力。3) 在台风多发地区，适当提高新建线路建设标准，设计时宜按稀有风速进行验算。4) 铁塔距离地面8m以下螺栓应采用防盗螺栓，其它单螺栓均需采用防松措施。杆塔拉线宜采取合适的防盗措施，提高防盗能力。5) 变电站的选址应避开地震断裂、滑坡、塌陷、溶洞地带，变电站平整标高应高于当地50年一遇洪水水位及满足排涝要求。6 变（配）电站及开关站型式与布置 6.1 110kV变电站 110kV根据布置形式可分为全户内布置、半户内布置（主变户外；主变及35kV户外；110kV、主变户外及35kV户内）、户外布置（10kV户内）。城市中心区宜选择户内布置或半户内布置，郊区或城镇宜选择户外或半户内布置，靠近海边或污秽严重的E、F类地区也可考虑采用户内布置型式。各地区不同供电分区110kV变电站型式宜按表6.1选择。表6.1 110kV变电站型式选择表 供电分区地区级别A类B类C类D类E类F类特级全户内布置全户内布置半户内布置半户内布置全户内布置半户内布置全户内布置半户内布置户外布置半户内布置一级全户内布置半户内布置全户内布置半户内布置半户内布置户外布置全户内布置半户内布置,户外布置户外布置半户内布置户外布置二级半户内布置全户内布置半户内布置户外布置全户内布置户外布置半户内布置户外布置户外布置三级半户内布置,户外布置户外布置半户内布置户外布置户外布置6.2 35kV变电站 6.2.1 35kV可分为户外布置、半户外布置（主变户外或主变及35kV配电装置均户外布置）和箱式布置。6.2.2 临时性用电、严重污秽区宜采用箱式布置。6.2.3 各地区不同供电分区35kV变电站型式宜按表6.2.3选择。表6.2.3 35kV变电站型式选择表 供电分区A、B、C类D类E类F类变电站型式半户外布置箱式布置半户外布置半户外布置全户外布置6.3 开关站与配电站6.3.1 开关站和配电站宜选用小型化、无油化、免维修、低噪音的节能型设备，与市政建设相适应，与周围环境相协调，宜实现标准化。6.3.2 开关站各地区不同供电分区开关站的型式推荐按表6.3.3选择。6.3.3 配电站配电站包括室内站、箱式变和台架变三种型式。各地区不同供电分区配电站的型式推荐按表6.3.3选择。表6.3.3 各类供电分区开关站、配电站型式选择表供电分区A类B类C类D类E类F类配电站型式室内站室内站室内站箱式变室内站箱式变台架变室内站台架变台架变开关站型式小型开关站、户外开关箱户外开关箱中心开关站小型开关站户外开关箱小型开关站、7 主要电气一次设备 7.1 变压器7.1.1 适用标准1) 变压器的选择应符合GB/T 17468、GB 1094.1、GB 1094.2和GB 1094.5。 2) 主变压器参数应符合GB/T 6451和GB/T 10228。配电变压器损耗参数应满足Q/CSG 11624，其他技术参数应满足GB/T 6451和GB/T 10228。3) 变压器绝缘水平应符合GB 1094.3和GB311.2。7.1.2 选型原则1) 各地区应对变压器额定容量、电压比、阻抗电压、调压方式等标准化和系列化。2) 应采用节能型变压器。3) 110kV变压器宜采用三相、三线圈或双线圈、油浸式、有载调压、自冷或自然油循环风冷、低损耗变压器。冷却方式优先采用自冷。4) 35kV 变压器宜采三相、双线圈、油浸式、有载调压、自冷、低损耗变压器。5) 10kV 配电变压器宜采用三相（单相）、双线圈、油浸或干式、无励磁调压、自冷或风冷、低损耗变压器。6) 配电变压器额定容量：油浸式不宜大于630 kVA，干式不宜大于1000kVA。7) 在满足消防防火的前提下，宜优先选用油浸式。8) 配电变压器的损耗应满足Q/CSG 11624，优先选用损耗达到能效目标限定值或能效先锋值的设备，通过TOC计算选择变压器型号和容量。在负载率低的区域宜采用非晶合金变压器。9) D、E、F类供电分区可选用单相变压器，单相变压器低压侧宜采用单相三线制。7.1.3 主要参数 变电站主变主要参数参见表7.1.3a，10kV变压器主要参数参见表7.1.3b。表7.1.3a 变电站主变主要参数表110kV变电站35kV 变电站容量（MVA）20、31.5、40、50、632.5、5、8、10电压比11081.25%/37/10.5(11)kV(三绕组)11081.25%/3722.5%/10.5(11)kV(三绕组)11081.25%/10.5(11)kV(双绕组)11081.5%/10.5(11)kV(双绕组)3522.5%/10.5(11)kV冷却方式自冷（ONAN）或自然油循环风冷（ONAF）自冷（ONAN）阻抗电压U12=10.5%，U23=6.5%，U13=18%(三绕组)Uk 7.5%;Uk=10.5% (双绕组)或Uk=1618% (双绕组)调压方式110kV侧有载调压，35kV侧无励磁调压 有载调压接线组标号三绕组YNyn0d11YNd11两绕组YNd11绝缘方式油浸式油浸式表7.1.3b 10kV变压器主要参数表参数名称10kV 变压器额定容量（kVA）配电变压器1000 kVA 站用变压器50200接地变压器2001200单相变压器100电压比配电变压器10.5(10)22.5/0.4/0.23kV站用变压器10.5(10)22.5/0.4kV接地变压器注单相变压器10.5(10)22.5/0.23kV冷却方式自然循环、强迫循环(干式)阻抗电压()配电变压器油浸式：Uk=4.04.5干 式：Uk=4.06.0站用变压器U12=5.5%单相变压器Uk=3.5调压方式无励磁调压接线组标号配电变压器DYnll站用变压器DYnll接地变压器Zn,yn1；Zn,yn11；Zn绕组绝缘耐热（干式）F、H 级绕组不平衡率最大不平衡率相为4，线为2注：专用接地变无电压比要求；接地变与站用变合用时，电压比按站用变选择。7.1.4 技术要求1) 铁芯应选用同一批次的优质、低损耗冷轧晶粒取向硅钢片或非晶合金（仅用于10kV）。2) 绕组采用同一厂家、同一批次的铜导线。3) 投切频繁的油浸式有载分接开关应装设在线滤油装置。4) 储油柜宜采用波纹式箱体、全密封式结构。7.2 高压组合电器7.2.1 全封闭组合电器（GIS）1) 适用标准 应符合DL/T 728。 GIS内断路器投切能力、失步开断电流、开断空载线路能力、开断小电感电流(空载变压器)能力、投切并联电抗器能力、近区故障能力等电气参数和结构均应满足 DL/T 617。 绝缘水平应符合 GB311.2。 套管及瓷瓶：应符合GB/T 4109高压套管技术条件及GB8287高压支柱绝缘子。 SF6断路器还应符合GB12022-2002工业六氟化硫。2) 选型原则GIS优先选用三相共箱，弹簧操作机构型式。3) 主要型式与参数GIS主要型式与参数参见表7.2.1。表7.2.1 GIS主要型式与参数表系统标称电压(kV)110额定电压(kV)126额定电流(A)1250、2000额定短路耐受电流(kA)31.5、40额定峰值耐受电流(kA)80、100额定短路持续时间(s)3断路器操作机构弹簧、液压弹簧断路器断口单断口外壳铝壳、钢壳型式三相共箱、分箱开断空载线路能力分、合 140A 电容电流开断小电感电流 (空载变压器)能力开断 0.5A15A 空载电力变压器励磁电流近区故障特性开断 90和 75的额定开断短路电流SF6气体要求年泄漏量0.5，含水量150L/L4) 技术要求 隔离开关和接地开关应具有表示其分、合位置和便于巡视的指示装置。 GIS设备应能满足现场检修和试验的要求。7.2.2 组合电器（PASS、COMPASS等）1) 适用标准组合电器（PASS、COMPASS）尚无相应标准，参照GIS 有关标准执行。 应符合DL/T 728。 断路器投切能力、失步开断电流、开断空载线路能力、开断小电感电流(空载变压器)能力、投切并联电抗器能力、近区故障能力等电气参数和结构均应满足DL/T 617。 绝缘水平应符合GB311.2。 2) 选型原则由于组合电器（PASS、COMPASS）设备种类较多，其结构型式各异。故型式选择应根据具体工程电力系统条件、资金、环境等方面因素综合确定。3) 主要电气参数可参照GIS。7.2.3 高压组合电器的选择原则各地区不同供电分区高压组合电器宜按表7.2.3选择。表7.2.3 高压组合电器选择表 供电区分类地区级别A类B类C类D类E类F类 特级GISGISGISPASSGISCOMPASSCOMPASS一级GISPASSGISPASSGISCOMPASS二级GISPASSCOMPASSCOMPASS三级GISPASSCOMPASS7.3 断路器7.3.1 适用标准1) 高、中压断路器应符合GB 1984、DL/T 615、DL/T402。2) 断路器的绝缘水平应符合GB311.2。3) SF6断路器还应符合GB12022-2002工业六氟化硫。7.3.2 选型原则1) 110kV采用SF6单柱断路器,配弹簧操作机构。2) 35kV采用真空或SF6断路器，宜配弹簧操作机构，也可采用磁致动永磁操作机构。3) 变电站内10kV应选用真空断路器，宜配弹簧操作机构，也可采用磁致动永磁操作机构。4) 配电站、开关站内10kV断路器宜选用真空或SF6断路器，宜配弹簧操作机构，也可采用磁致动永磁操作机构。5) 户外柱上断路器（含操作机构）应采用全封闭全绝缘型结构。6) 变电站内的断路器套管不宜内置电流互感器。7.3.3 主要参数断路器主要参数参见表7.3.3。表7.3.3 断路器主要参数表系统标称电压(kV)11035lO变电站配电站、开关站及线路额定电压(kV)12640.512额定电流(A)630、1250、2000630、1250、2000630、1250、2000、3150、4000630、1250额定短路耐受电流(kA)31.5、4025、31.5、4025、31.5、4025、31.5额定峰值耐受电流(kA)80、10063、80、10063、80、10063、80额定短路持续时间(s)3444型式SF6SF6/真空真空真空/SF6操作机构弹簧弹簧磁致动永磁弹簧磁致动永磁弹簧磁致动永磁手动(可用于线路)失步开断电流额定开断短路电流的25；断口工频恢复电压为2.0p.u.额定开断短路电流的25；断口工频恢复压为2.5p.u不作要求开断容性电流能力(A)架空线路/电缆：31.5/140架空线路/电缆：6/100投切电容器组不重燃不弹跳投切电容器组不重燃不弹跳开断小电感电流(空载变压器)能力开断0.5A15A空载变压器励磁电流不作要求不作要求近区故障特性开断90和75的额定开断短路电流开断80的额定开断短路电流不作要求SF6气体要求年泄漏量0.5，含水量150L/L同左不作要求操作型式三相操作额定操作顺序分0.3S合分l80S合分7.4 隔离开关与接地开关7.4.1 适用标准1) 应符合GB1985、DL/T 486。2) 绝缘水平应符合GB311.2。7.4.2 选型原则1) 隔离开关必须选择通过完善化技术审查的产品。2) 110kV隔离开关主刀宜采用三相联动电动操动机构。3) 35kV隔离开关宜采用三相联动手动操动机构。4) 10kV隔离开关宜采用三相联动手动操动机构或单相手动操作。5) 110kV主变中性点隔离开关应采用电动操动机构。7.4.3 主要参数隔离开关主要参数参见表7.4.3。表7.4.3 隔离开关主要参数表系统标称电压(kV)1103510变电站配电站、开关站及线路额定电压(kV)12640.512额定电流(A)630、1250、2000630、1250、2000630、1250、2000、3150、4000630、1250额定动、热稳定电流(kA/s)31.5/3、40/325/4、31.5/4、40/425/4、31.5/4、40/425/4、31.5/47.4.4 技术要求1) 隔离开关应具备分合电感、电容等小电流能力，应使电压互感器、避雷器、空载母线、励磁电流不超过2A的空载变压器及电容电流不超过5A的空载线路等，在正常操作时能可靠切断。2) 变电站隔离开关应能可靠切断母线环流。3) 变电站线路侧隔离开关接地刀应具备切合感应电流的能力。4) 变电站隔离开关与其接地开关之间应有可靠的机械闭锁，不带接地开关的隔离开关应具有与携带型接地线联锁的机构。5) 接地开关的额定短时耐受电流和额定峰值耐受电流应和主刀一致。7.5 电流互感器7.5.1 适用标准1) 应符合GB1208、DL/T 725。2) 绝缘水平应符合GB311.2。7.5.2 选型原则1) 110kV、35kV应采用SF6、油浸式或干式，10kV 及以下应采用干式。2) 数字化变电站宜采用光电式/电子式电流互感器。7.5.3 主要参数电流互感器主要参数参见表7.5.3。表7.5.3 电流互感器主要参数表设 备110kV电流互感器 35电流互感器 10kV电流互感器变电站配电站、开关站及线路额定电压(kV)1103510额定电流比(A)3001200/5（1）3002000/5（1）；2005000/5（1）；100600/5次级排列(P1P2）10P30/10P30/10P30/0.5/0.2S(10P30)/10P30/0.5/0.2S(10P40)/10P40/0.5/0.2S；10P20/0.5额定短时热稳定电流/ 持续时间(kA，4s)4031.5；2540；31.5；2520绝缘介质SF6、干式、油浸式干式、油浸式、SF6干式干式其它若采用纯瓷绝缘套管，要求采用高强瓷7.6 电压互感器7.6.1 适用标准电压互感器应符合GB 1207、