1.1本导则规定了中国南方电网有限责任公司110kV及以下配电网的装备技术原则。

　　1.2本导则适用于中国南方电网有限责任公司及所属（含代管）各有关单位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。

　　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 7电力变压器第11部分干式变压器

　　GB 6电力变压器第1部分总则

　　GB 6电力变压器第2部分温升

　　GB 3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 8电力变压器第5部分承受短路的能力

　　GB 交流无间隙金属氧化物避雷器

　　GB 电磁式电压互感器

　　GB 8低压开关设备和控制设备第2部分断路器

　　GB 交流高压负荷开关—熔断器组合电器

　　GB 高压交流断路器

　　GB 高压交流隔离开关和接地开关

　　GB 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 .6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备

　　GB 50054低压配电设计规范

　　GB ～110kV变电所设计规范

　　GB 5006166kV及以下架空电力线路设计规范

　　GB 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 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 干式电力变压器技术参数和要求

　　GB/T 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求

　　GB/T 地区电网调度自动化系统

　　GB/T 6低压开关设备和控制设备第1部分总则

　　GB/T 继电保护和安全自动装置技术规程

　　GB/T 4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 高压/低压预装箱式变电站

　　GB/T 电力变压器选用原则

　　GB/T 5固定型阀控密封式

　　GB/T 三相油浸式电力变压器技术参数和要求

　　GB/T 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 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 电能质量技术监督规程

　　DL/T 电力用直流和交流一体化不间断设备

　　DL/T 402-2007交流高压断路器订货技术条件

　　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 电力系统调度自动化设计技术规程

　　DL/T 电力工程直流系统设计技术规程

　　DL/T 火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程

　　DL/T 电测量及电能计量装置设计技术规程

　　DL/T kV及以下架空配电线路设计技术规程

　　DL/T 城市电力电缆线路设计技术规定

　　DL/T 导体和电器选择设计技术规定

　　DL/T 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 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 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 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 0kV～500kV架空输电线路设计技术规定

　　Q/CSG 中重冰区架空输电线路设计技术规定

　　Q/CSG 配电变压器能效标准及技术经济评价导则

　　Q/CSG 8营销自动化系统主站功能规范

　　Q/CSG MS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 kV及以下架空电力线路抗冰加固技术导则

　　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：

　　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。

　　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）

　　变压器安装在露天台架或杆上的配电站。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。

　　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气体绝缘全封闭组合电器（GIS）

　　将断路器、隔离开关、接地开关、互感器、避雷器、母线、连接件和出线终端等高压设备或部件全部封闭集成在充满SF6气体的封闭金属外壳内的高压配电装置。

　　3.0.4单元式气体绝缘封闭组合电器（PASS、HGIS）

　　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。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。其中，以PASS应用较为普遍。

　　3.0.5紧凑型户外移开式高压组合电器（COMPASS）

　　由SF6断路器、电流互感器、隔离开关、接地开关等组成，在制造厂预先完成整体组装，采用空气外绝缘的高压组合电器。其中，电流互感器、断路器组合为可移动的小车式。

　　能够按照预定的开断和重合顺序进行自动开断和重合操作，并随后进行自动复位或闭锁的自具控制保护功能的开关设备。

　　能够记忆通过故障电流次数，并达到整定次数后，在无电压或电流下自动分闸的开关设备。

　　3.0.8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。

　　3.0.9一体化电源设备

　　将直流电源、电力用交流不间断电源（）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。

　　3.0.10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。

　　3.0.11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。

　　3.0.12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。

　　3.0.13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。

　　3.0.14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。

　　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[2009]4号））

　　5.2.3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。

　　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。

　　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。

　　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

　　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GB 311.2。

　　5.7.2架空线路

　　绝缘配合、防雷和接地应符合Q/CSG 11502、Q/CSG 11503、GB 50061、DL/T 620，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。

　　110kV配电装置处于Ⅲ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。

　　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。

　　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10Ω。

　　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，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)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或补偿容量不足时，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处且高压侧功率因数满足要求时，则不需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)35kV～110kV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安装在低压侧母线上，宜采用动态补偿，补偿方式采用三相补偿、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)35kV～110kV变电站无功补偿容量宜按主变容量的10％～30％配置。

　　2)配电站补偿电容器容量宜按配电变压器容量的20～40％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1/2～1/3配置。

　　5.9.3提高电压质量的综合措施：

　　1)调整主变分接头。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。

　　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。

　　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

　　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。

　　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。

　　各地区不同供电分区开关站的型式推荐按表6.3.3选择。

　　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。

　　7主要电气一次设备

　　7.1.1适用标准

　　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、有载调压或无励磁调压、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、有载调压或无励磁调压、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630kVA，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。

　　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）

　　②GIS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。

　　③绝缘水平应符合GB 311.2。

　　④套管及瓷瓶：应符合GB/T 4109《高压套管技术条件》及GB 8287《高压支柱绝缘子》。

　　⑤SF6断路器还应符合GB 《工业六氟化硫》。

　　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。

　　①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。

　　②GIS设备应能满足现场检修和试验的要求。

　　组合电器（PASS、COMPASS）尚无相应标准，参照GIS有关标准执行。

　　②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。

　　③绝缘水平应符合GB 311.2。

　　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需采用高压组合电器时，宜按表7.2.3选择。

　　7.3.1适用标准

　　2)断路器的绝缘水平应符合GB 311.2。

　　3)SF6断路器还应符合GB 《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，配电站、开关站内宜选用真空或SF6断路器。

　　4)10kV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)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。

　　7.4隔离开关与接地开关

　　7.4.1适用标准

　　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。

　　7.6.1适用标准

　　电压互感器应符合GB 1207、GB 4703《电容式电压》、DL/T 866《电流互感器和电压互感器选择及计算导则》。DL/T 726。

　　7.6.2选型原则

　　1)110kV、35kV电压互感器的绝缘方式应采用SF6、油浸式或干式，10kV应采用干式。

　　2)110kV、35kV电压互感器的结构形式宜采用呈容性电磁式或电容式。有计量要求的电压互感器应采用呈容性电磁式。

　　3)数字化变电站宜采用光电式/电子式电压互感器。

　　7.6.3主要参数

　　电压互感器主要参数参见表7.6.3。

　　7.6.4技术要求

　　10kV电磁式电压互感器应带一次消谐装置和微机型二次消谐装置。

　　7.7.1适用标准

　　7.7.2选型原则

　　1)35kV～110kV变电站应优先选用单相、户外、单柱式、无间隙金属氧化物避雷器。

　　2)10kV线路避雷器宜带脱离器。

　　7.7.3主要参数

　　无间隙氧化锌避雷器主要参数参见表7.7.3。

　　7.8.2中性点接地电阻器

　　应符合DL/T 780《配电系统中性点接地电阻器》。

　　①宜设置在变电站主变压器中性点，如主变无中性点引出，应装设专用接地变压器。接地变参数见表7.1.3b。

　　②变电站中性点接地电阻器阻值的选型应在保证继保设备可靠动作的基础上，避免大故障电流造成地电位过高和对通讯设备的干扰，通常接地故障电流控制在15A～600A，其阻值通常在10?～500?。一般可用R=Up/(2～3)Ic，（Ic为电容电流，Up为相电压）计算。

　　③电阻器材质宜采用电阻率高、耐高温、温度系数小、热容量大、准许通流时间长、耐腐蚀、无氧化、线性好、性能稳定的无感金属或非金属材料。

　　④接地电阻承受中性点电压偏移允许值≥3%。

　　中性点接地电阻器主要参数参见表7.8.2。

　　7.9.1选型原则

　　1)满足工作电流要求（按母线穿越功率进行校验）；

　　2)满足经济电流密度不小于1.15A/mm2要求；

　　3)满足电晕要求；

　　4)满足动、热稳定要求。

　　7.9.2母线选型

　　110kV采用户外常规配置时，母线型式宜为软母线。110kV采用封闭组合电器时，母线应采用与设备成套的全封闭母线筒或管母。10kV户内、外配电装置母线型式宜为铜母线，并应加热塑绝缘护套；也可采用绝缘铜管母线。

　　1)户外负荷开关-熔断器组合电器宜选用全绝缘全封闭型。

　　2)各类供电分区高中压开关柜宜按表7.10.2选择。

　　1)开关柜、负荷开关-熔断器组合电器柜应具有完善的“五防”功能。

　　2)负荷开关-熔断器组合电器柜负荷开关应采用三工位开关。

　　3)负荷开关-熔断器组合电器柜配置故障指示器、带电指示器，并应能提供二次核相功能。

　　4)开关柜配置带电指示器，并应能提供二次核相功能。

　　5)开关柜应根据需要配备电动操作机构或预留安装位置，以满足后期实施配网自动化。

　　6)SF6负荷开关-熔断器组合电器宜带气体压力计。

　　7)10kV封闭母线桥外壳应有防涡流措施或采用非导磁材料。

　　应符合GB 15166.3《交流高压熔断器、喷射式熔断器》、DL/T 640《户外交流高压跌落式熔断器及熔断件订货技术条件》。

　　1)需要分断和关合空载架空线路、空载变压器和小负荷电流时采用跌落式熔断器。

　　2)跌落式熔断器应选用可靠性高、体积小和少维护的熔断器。

　　3)35kV跌落式熔断器仅适用于站用变。

　　熔断器主要参数参见表7.11.3。

　　1)户外开关（包括操作机构）宜采用全封闭全绝缘型结构。

　　2)柱上断路器和负荷开关应视需要配备电动操作机构或预留安装位置，以满足实施配网自动化。

　　3)重合器的二次回路应具有抗电磁干扰能力。

　　4)重合器、分段器应具有指示动作次数的计数器。

　　5)重合器高压合闸线圈能耐受冲击电压60kV，对地耐受工频电压42kV（1min）和冲击电压75kV。

　　6)重合器操作机构具有防跳跃性能。

　　7)具有短路关合和负荷电流开断能力的分段器必须具有合、分的机构。

　　7.13无功补偿装置

　　1)串联电抗器应符合DL/T 462。

　　2)并联电容器应符合DL/T 840《高压并联电容器使用技术条件》。

　　3)保护用熔断器应符合DL 442。

　　户内安装优先选择干式铁芯、半铁芯，户外安装优先选择半铁芯、干式空芯、全密封油浸式三相一体铁芯电抗器。

　　优先采用框架式电容器成套装置，特定条件下可采用集合式(密集型)电容器，但对单台油量较多的集合式电容器应设置必要的消防设施。

　　电容器组主要参数及型式参数参见表7.13.3。

　　4)当配用带抽头的集合式电容器时，放电线圈一次绕组也带抽头。

　　5)电容器组电源侧及中性点应装设接地开关。

　　6)10kV大容量电容器宜采用内熔丝保护。

　　7)支柱绝缘子为实芯棒状，非导磁性。

　　7.14.1低压电器的选择应符合国家、行业和企业有关标准。

　　7.14.2电器在短路条件下的通断能力，应采用安装处预期短路电流周期分量的有效值进行验算。当短路点附近所接电动机额定电流之和超过短路电流的1％时，应计入电动机反馈电流的影响。

　　7.14.3配电站低压进线开关和分段开关应采用断路器，应具备联锁和闭锁功能。低压进线断路器不宜设置失（低）压脱扣装置。

　　7.14.4配电站内自发电备用电源接入低压配电系统的断路器与市电断路器之间应设置电气及机械联锁，并采用四极断路器。

　　7.14.5台架变、箱式变低压出线断路器宜采用动作电流可调节式断路器。

　　7.14.6低压避雷器应采用无间隙金属氧化锌避雷器，主要参数参见表7.14.6。

　　7.14.7剩余电流动作保护器

　　1)保护方式选择原则

　　①农村低压配电网宜采用TT系统，在末级进线总开关应装设剩余电流末级保护。对于供电范围较大或有重要用户的低压电网宜采用多级保护。进线总开关应采用四极。

　　②TT系统中的移动式电器、携带式电器、临时用电设备、手持电动器具，应装设末级保护(Ⅱ类和Ⅲ类电器除外)。

　　③剩余电流动作保护器动作后应自动断开电源，对断开电源会造成事故或重大经济损失的用户，也可采用信号报警方式。

　　2)保护装置选择原则

　　①剩余电流总保护宜采用组合式保护器，且电源的控制开关宜采用带分励脱扣器的低压断路器。剩余电流中级保护及三相动力电源的剩余电流末级保护，宜采用具有剩余电流、短路及过负荷保护功能的剩余电流断路器。

　　②剩余电流断路器、组合式剩余电流动作保护器的电源控制开关，其通断能力应能可靠地分断安装处可能发生的最大短路电流。

　　3)额定剩余动作电流的选择

　　①总保护额定剩余动作电流选择应以实现间接接触保护为主，并在躲过低压电网正常泄漏电流情况下，额定剩余动作电流应尽量选小，以兼顾人身和设备安全的要求。总保护的额定剩余动作电流值宜为固定分档可调，其最大值可参照表7.14.7a确定:

　　③延时型剩余电流动作保护器的延时时间优选值为0.2s、0.4s、0.8s、1s、1.5s、2s。延时型剩余电流动作保护器只适用于IΔn＞0.03的间接接触防护。

　　8直流系统与交流不间断电源

　　8.1.1直流电源系统配置原则

　　1)为满足无人值班直流供电冗余需要，110kV变电站直流电源系统宜配置两组高频开关充电装置和两组蓄电池。35kV变电站直流电源系统宜配置一组高频开关充电装置和一组蓄电池。由断路器加继电保护为主体设备的中压配电站宜配置一组高频开关充电装置和一组蓄电池，其它需实现配网自动化的开关站、配电站直流电源由配电自动化终端提供。

　　2)直流负荷包括电气的控制、信号、测量和继电保护、自动装置、操作机构直流电动机、断路器电磁操动的合闸机构、站内交流不停电电源系统、远动和事故照明等负荷。事故照明宜采用手动切换方式。

　　交流不停电电源系统应仅在变电站交流失压时使用直流电源的蓄电池组供电。

　　3)各类隔离开关的电动操动机构电机和断路器的储能机构电机宜采用交流供电，以减轻站内直流负荷及简化直流供电网络。

　　4)蓄电池应选用阀控式密封铅酸蓄电池，容量100Ah及以下的电池电压宜采用12V/单只，其它容量的电池电压采用2V/单只。

　　6)站内每组蓄电池容量选取应按全站事故放电不小于2小时计算。充电装置应选用高频开关电源模块，充电装置的高频开关电源模块应采用N+1模式,变电站每组蓄电池容量与充电装置额定电流（N个高频开关电源模块额定电流之和）的选择可参照表8.1.1。

　　7)两组蓄电池的直流电源系统应采用二段单母线接线，两段直流母线之间应设联络电器。每组蓄电池组和充电装置应分别接入不同母线。应满足在运行中两段母线切换时不中断供电的要求，在切换过程中允许两组蓄电池短时并列运行。

　　8)充电装置应采用高频开关电源型充电装置，其稳流精度、稳压精度、纹波系数、效率、噪声、均流不平衡度等主要技术指标应满足8.1.5的要求。

　　9)每套高频开关电源的交流输入应设2个回路，运行中1路工作1路备用，当工作电源故障时应自动切换到备用电源；

　　10)直流系统的控制母线和合闸母线宜合二为一。

　　11)当单组蓄电池容量在200Ah以上时宜设置专用蓄电池室，电池室应依据环境温度考虑装设空调机。

　　8.1.2直流系统的功能

　　1)具有交流电源自动切换功能；

　　2)设有电池充电限流和充电屏输出总限流；

　　3)具有交直流过压、过流保护、缺相保护和市电电压过高/过低关机保护；

　　4)具有充电器超温保护；

　　5)具有定期恒流补充充电功能；

　　6)具有完善的防雷功能；

　　7)具有绝缘在线监测功能。

　　8.1.3直流系统的供电方式

　　1)直流电源供电回路分为环形供电方式和辐射供电方式。

　　2)主变各侧断路器、110kV断路器控制、保护回路直流供电电源应采用辐射供电方式，各间隔单元控制与保护装置电源直流供电回路应在直流馈线屏处分开。

　　3)直流系统的供电方式见表8.1.3。

　　4)110kV变电站直流电源系统电气主接线与负荷分配图见附录C1。

　　8.1.4直流系统的组成：

　　每套直流系统主要由以下部分组成

　　1)高频开关电源模块

　　2)微机监控模块(每套充电装置各设一套)

　　3)蓄电池在线监测装置

　　4)微机型绝缘在线监测及接地故障选线装置

　　8.1.5直流系统的主要技术参数

　　2)交流电源频率:50Hz

　　10)冷却方式:自冷

　　11)高频开关模块输出电流不均衡度：<5%

　　12)环境温度25℃时，蓄电池浮充和均充电压参照下表8.1.5或按蓄电池厂家推荐值选取。

　　13)2V蓄电池在环境温度20℃～25℃时的浮充运行寿命应不低于12年。

　　8.1.6与站内监控系统的通信

　　1）直流系统应设置数据通信口与变电站计算机监控系统通信,以实现变电站计算机监控系统对直流系统的监视与控制。

　　2）重要的报警信号应通过无源接点上送监控系统。

　　8.2交流不间断电源（UPS）

　　8.2.1一般要求

　　1)35kV、110kV综合自动化变电站应配置交流不间断电源，以满足站内监控系统、火灾自动报警系统、

　　遥视系统、自动化设备对交流不间断电源的要求。

　　2)交流不间断电源系统不配单独的蓄电池，正常运行时由站用电源供电，仅在变电站交流失压时，由变电站220V或110V直流系统供电。

　　3)交流不间断电源系统全站共设一套，35kV、110kV站按2×(3kVA～5kVA)冗余配置，宜与馈线回路独立组一屏。

　　8.2.2交流不间断电源的组成

　　交流不间断电源系统由：（1）整流器、逆变器、静态转换开关、手动旁路开关、隔离变压器、滤波器等部件；（2）保护元件，如交流输入断路器、直流输入断路器、电流限制电路和欠过压保护电路等部分组成。

　　8.2.3交流不间断电源系统接线与供电

　　1)交流不间断电源系统应是一个完善的供电系统，采用两台UPS模块，宜采用互为备用接法，每台UPS模块各接一段母线，两段母线独立运行，当任一台UPS模块出现故障，另一台UPS模块手动切至该段母线。整套交流不间断电源具有2路交流输入，每组不间断电源具有1路直流输入。2路交流分别接于不同的站用电母线，2路直流输入接于不同的直流母线。

　　2)站内重要的负荷采用双回路供电，一回工作、一回备用。

　　3)其它自动化设备、继电保护设备采用辐射型供电方式。

　　4)保护屏的打印机回路电源可采用环形供电方式。

　　8.2.4与站内监控系统的通信

　　1)交流不间断电源系统采用RS485接口与变电站计算机监控系统通信。

　　2)以下信号干接点输出：进线交流消失、进线直流电压异常、装置故障、电源过载、逆变异常，直送监控系统。

　　8.2.5主要技术指标见表8.2.5。

　　8.3一体化电源设备

　　8.3.1一体化电源设备的选型应符合DL/T 1074的要求。所含的子系统其基础功能及设备选型应满足国家、行业及南方电网公司相应的规程规范要求。其容量选择应同时满足各种电源负荷的要求。

　　8.3.2根据站用直流一体化电源设备的技术设备的发展，在满足可靠性、经济型的前提下，在110kV、35kV变电站逐步推广应用。

　　8.4.1通信设备供电电源宜采用DC-DC电源变换装置。集成在一体化电源设备中，通信设备供电电源直流负荷计算时，事故放电时间按2小时计算，负荷系数为1，按冗余配置。

　　8.4.2通信设备供电电源电压选择－48V。

　　9继电保护与变电站自动化

　　9.1.1配置原则：

　　①主变压器微机保护可按主、后分开单套配置，或采用主后一体双套配置；单套配置时，主保护与后备保护宜引自不同的电流互感器二次绕组。双套配置时，每套保护分别引自不同的电流互感器二次绕组。

　　②110kV（35kV）主变压器保护按照单套配置时，采用主保护、各侧后备保护分机箱设置，每一侧配置一套后备保护，宜采用二次谐波制动原理比率差动保护；当采用双套保护配置时，采用主后一体共箱布置，另一套保护宜采用不同原理的差动保护。

　　③主变压器应配置独立的非电量保护，非电量保护与电气量保护完全独立，没有任何联系。非电量保护应有独立的电源回路，电气量保护停用时不应影响非电量保护的运行。

　　2)110kV线路配置一套完整的主保护和后备保护，有条件时，可配一套全线速动的主保护；根据系统稳定要求有必要时、能够改善整个电网保护的性能时，可配置两套全线速动的线路保护，采用主后一体共箱布置。

　　3)35kV及10kV线路配置一套完整的主保护和后备保护。

　　110kV为双母线接线或系统有稳定需求的110kV变电站应配置一套微机型母线差动保护，110kV变电站可配置一套微机型母线保护。

　　5)110kV母联（分段）断路器保护

　　母联（分段）按断路器配置一套完整、独立的微机型充电保护及延时动作过流保护和一个三相操作箱。

　　6)10kV无功补偿装置应配置一套完整的保护。

　　7)每台站用变压器和接地变压器应配置一套完整的保护；站用变380V侧应配置备用电源自投装置。

　　8)35kV（10kV）分段断路器装设充电保护及延时动作的过流保护。

　　9.1.2配电网继电保护及自动装置宜按表9.1.2配置。

　　9.2.1备用电源自动投入

　　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，备自投逻辑应满足变电站运行方式改变时的不同要求，能方便地实现母联（分段）或桥断路器备自投、进线断路器备自投等。

　　1)在下列情况下，应装设备用电源的自动投入装置：

　　①具有备用电源的变电站站用电源；

　　②由双电源供电，其中一个电源经常断开作为备用的电源；

　　③降压变电站内有备用变压器或有互为备用的电源；

　　2)备用电源自动投入装置应符合下列要求：

　　①应保证在工作电源或设备断开后，才投入备用电源或设备；

　　②工作电源或设备上的电压，不论何种原因消失，除有闭锁信号外，自动投入装置均应动作；

　　③自动投入装置应保证只动作一次。

　　9.2.2低频低压切负荷（解列）装置

　　根据系统要求配置微机型低频低压切负荷装置，装置本身应具有故障录波和事件记录功能；具有解列并网点的110kV变电站应配置集中组屏的低频低压解列装置。

　　9.2.3故障录波器

　　对于110kV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。故障录波器软硬件均为嵌入式结构，采样频率可变且不低于10000Hz。

　　9.2.4线路故障探测定位装置

　　1)对于路径地形复杂、巡检不便的110kV、35kV长线路，宜配置专用故障测距装置。

　　2)宜采用行波原理、双端故障测距装置，两端数据交换宜采用2M通道。

　　3)每套行波故障测距装置可监测1～8条线路。

　　9.2.5小电流接地选线装置

　　35kV（10kV）小电流接地选线一般由监控系统实现，也可独立设置。

　　9.2.6电压无功自动调节（VQC）

　　1)110kV、35kV变电站原则上不设专用VQC装置，变电站电压无功调节功能宜通过与自动化系统配套的软件来实现。VQC通过自动化系统来接收各种数据，同时通过自动化系统发送各种调节命令对变电站内电压、无功进行综合调节控制。

　　2)当110kV、35kV变电站接入的电网中无功变化很大，而变电站配置的计算机监控系统又不具备完善的VQC功能时，可配置专用的电压无功自动调节（VQC）装置。

　　9.3变电站综合自动化

　　9.3.1计算机监控系统

　　变电站控制系统应采用计算机监控系统，110kV变电站和35kV变电站应按无人值班设计。

　　监控系统应采用分层、分布、开放式网络结构，主要由站控层设备、间隔层设备和网络设备等构成。

　　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。

　　①站控层设备：主机兼操作员工作站、远动工作站、继保子站、五防系统、GPS对时系统、打印机、音响报警装置、网络设备等，远动通信设备冗余配置；监控系统主机宜独立组屏。

　　②网络设备：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。

　　③间隔层设备：包括测控单元、网络接口等。

　　④全站设一套GPS对时系统，采用IRIG-B（DC）码对时。实现站控层、间隔层及保护装置的时钟同步。

　　⑤同期功能由相应测控单元实现。

　　变电站计算机监控系统网络结构图见附录C2。

　　①110kV变电站宜采用双网结构，35kV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，网络传输速率为≥100Mb/s。

　　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。

　　主机兼操作员工作站可采用UNIX、LINUX或经过软件加固的WINDOWS等安全性较高的操作系统。

　　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，实现调度端及集控中心对变电站的远方监视和控制。

　　监控系统站控层工作站等设备采用站内UPS供电，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。

　　9.3.2站内继电保护和故障信息子站系统

　　1）为了提高110kV变电站运行的可靠性以及更好地分析事故原因，在变电站宜设置一套保护及故障信息管理子站，可与变电站计算机监控系统共网络，也可独立组网设置。

　　2）该子站主要功能为：调用保护和故障录波的数据、进行远方保护定值的调用和修改以及应用较丰富的事故分析软件。

　　3）采用调度数据网，将保信子站的信息上送地调保护故障信息管理系统。

　　9.3.3五防系统

　　1)在110kV、35kV变电站设置一套微机五防系统，原则上应选用微机五防装置加单元电气闭锁。

　　2)微机五防系统配置应满足《中国南方电网有限责任公司防止电气误操作闭锁装置管理规定》南网安生【2005】26号文。

　　3)微机五防系统的组成和适用范围

　　①微机五防系统由五防工作站、电脑钥匙、各种锁具等组成。

　　②适用于断路器、隔离开关和各电气网门等的操作闭锁。

　　③断路器采用直流电气编码锁，与控制开关同装一面屏；隔离开关、高压开关柜（无完善的闭锁功能柜）和各电气网门亦应安装微机五防编码锁，五防锁就地安装。

　　④GIS采用挂锁或直流电气编码锁。

　　4)五防工作站应能与变电站计算机监控系统通过通信口通讯或直接与站控层网络连接，微机五防系统与变电站计算机监控系统应能相互校验执行站内的五防操作；微机五防系统与变电站计算机监控系统应能在其中之一系统故障的情况下,独立执行站内的五防操作。

　　数字化变电站是以IEC61850为通信标准的信息采集、传输、处理、输出过程完全数字化的变电站，基本特征为设备智能化、建模标准化、通信网络化、运行管理自动化。其结构如下：

　　站控层设备由主机（操作员站）、远动装置（双套）、五防工作站、继电保护信息子站等组成。

　　站控层网络采用100M及以上工业以太网，系统按照IEC61850通信标准进行建模和信息传输。

　　间隔层设备包括保护装置、测控装置、安自装置等设备，所有间隔层设备之间及间隔层对站控层的网络均采用100M及以上工业以太网，系统按照IEC61850通信标准进行建模和信息传输。

　　间隔层设备与过程层合并器之间的通信协议必须符合IEC-或者IEC-的要求。

　　过程层数字化的实现，宜结合站内一次设备数字智能技术应用同步实现数字化，主要要求如下：

　　①若过程层仍采用传统电磁式互感器，并拟实现过程层数字化，亦可通过就地配置合并器单元的方式将互感器输出信号转换为符合IEC-61850-9标准的数字信号。

　　②若过程层采用一次智能设备（或一次智能终端）、电子式互感器和合并器，过程层可组建一个GOOSE专用网络来传输各种快速报文，该网络采用100M及以上工业以太网。

　　根据一次设备数字化技术的不断发展，在满足可靠性、安全的前提下，可在110kV变电站试点应用。

　　10调配自动化与信息化

　　10.1县级调配自动化系统

　　10.1.1覆盖范围及基本要求

　　1)应覆盖所辖110kV变电站、35kV变电站，以及接入本级配电网的小水电等分布式电源。逐步实现10kV配电网变压器及主要开关设备的监测，最终覆盖所辖中压配电网的主要节点和所有公用配变。

　　2)新建系统应采用调、配一体化模式，现有县级调度自动化系统，宜根据配电自动化的应用需求，逐步扩充、升级为调、配一体化系统。

　　3)应对调度自动化、变电站自动化和配电网自动化的信息（数据）模型、信息（数据）流及控制流统一设计，在一体化支撑平台上实现调度自动化和配电网自动化应用功能的有机集成。

　　4)应基于公共信息模型（CIM）建立统一的配电网模型，采用面向对象的应用开发体系，设计调度自动化及配电自动化统一的人机界面和数据库界面。

　　5)应首先实现调度自动化功能，在此基础上可扩展实现配电网自动化功能。

　　10.1.2县级调配自动化系统结构

　　县级调配自动化系统一般由调配一体化主站系统、变电站自动化系统及配电自动化终端设备构成。典型结构参见附录D。

　　10.1.3调配一体化主站系统

　　应满足县级供电企业调度自动化和中低压配电网自动化的要求，实现配电网实时数据的采集和处理、运行监控、故障的监测与处理等功能，以及实现对接入本级配电网的小水电等分布式电源的遥测、遥信功能。

　　1)应采用调配一体化应用支撑平台，具有统一的公共服务和系统管理，实现各种应用功能模块的即插即用。宜具备跨平台运行能力，支持在主流硬件及操作系统环境下运行。

　　2)应实现调度及配电SCADA功能，主要包括：数据采集、数据处理、网络拓扑、控制调节、挂牌操作、事故追忆、集控管理及WEB浏览服务等功能。

　　3)应支持变电站自动化系统及配电自动化终端设备的持续接入，具有开放的应用编程接口，支持平滑升级和功能扩展。

　　4)应根据所辖变电站数量和配电网规模合理配置系统硬件及软件。关键节点及主干网络应冗余配置，应采用企业版关系型数据库。

　　5)有条件的地区可实现与配电网管理信息系统的接口，基于公共信息模型，从配电网管理信息系统获取配电网设备台帐、地理信息及配电网模型，并为配电网管理信息系统提供配电网实时运行数据。

　　6)应按照《电力二次系统安全防护规定》的要求，部署在“生产控制大区”。

　　7)应配置相互独立双通道与上级调度机构通信。

　　10.1.4变电站自动化系统

　　县级供电企业应实现所辖变电站综合自动化，变电站综合自动化系统的有关要求参见9.3。

　　10.1.5配电自动化终端设备

　　对于具备自动化及通信条件的10kV配电线路，可配置配电自动化终端设备，实现对配电线路的监测。

　　配电自动化终端设备的有关要求参见10.2.5。

　　10.2配电网自动化系统

　　10.2.1覆盖范围及基本要求

　　1)终期应覆盖所辖中压配电网的主要节点和所有公用配变。

　　2)特级和一级地区应建设独立的配电网自动化系统，二级地区可根据配电网规模建设独立的配电网自动化系统或在调度自动化系统基础上扩展实现配电网自动化功能。

　　3)应采用开放的体系结构，模块化设计，满足配电网监控设备的不断扩充及大容量数据处理需求，支持平滑升级和功能扩展。

　　4)系统结构设计应和配电网运行管理模式相结合。

　　5)应遵循IEC61970、IEC61968系列标准，实现与调度自动化、配电网管理信息及营销自动化等系统的信息共享和系统集成。

　　10.2.2配电网自动化系统结构

　　1)根据配电网规模及运行管理模式，配电网自动化系统可分别采用“分区采集、分区应用”、“集中采集、分区应用”和“集中采集、集中应用”系统结构，典型结构图参见附录D2.1、D2.2和D2.3。

　　2)按照南方电网地区分级原则，各供电企业可参照表10.2.2选择设计相应的系统结构。

　　3)对于采用“集中采集、分区应用”系统结构的特级和一级地区，可根据配电网规模和应用需求设置配电自动化后备主站系统。

　　4)若某变电站供电范围内采用有线通信的配电自动化终端较多，且该变电站与配电自动化主站的通道无法实现大量配电终端的直接接入，宜在该变电站设置配电自动化子站系统。

　　10.2.3配电自动化主站系统

　　应实现对配电网实时数据的采集和处理、配电网开关的运行监控、配电线路故障的监测与处理及高级应用等功能。

　　1)应采用面向对象技术和软件构件技术设计应用支撑平台，具有统一的公共服务和系统管理，实现各种应用软件模块的即插即用。应具备跨平台运行能力，支持在主流硬件及操作系统环境下运行。

　　2)应实现配电SCADA功能，主要包括：数据采集、数据处理、网络拓扑、控制调节、挂牌操作、事故追忆及WEB浏览服务等功能。可建立基于地理信息的配电网监控、调度及运行管理界面。

　　3)应实现配电线路故障监测及处理功能，根据配电自动化终端采集的故障信息，结合变电站继电保护、开关动作及其他信息，判断故障类型，确定并隔离故障区段，并根据配电线路负荷状况，实现负荷转供。

　　4)随着配电网信息和数据量的积累，可逐步扩展实现配电仿真培训、状态估计、潮流计算、短路电流计算、负荷预测、网络优化及停电分析等高级应用功能。

　　5)应根据所辖变电站数量和配电网规模合理配置系统硬件及软件,满足可靠性、数据一致性和安全性要求。关键节点及主干网络应冗余配置，应采用企业版大型关系型数据库。

　　6)应实现与配电网管理信息系统的接口，从配电网管理信息系统获取配电网设备台帐、地理信息及配电网模型，并为配电网管理信息系统提供配电网实时运行数据。

　　7)应按照《电力二次系统安全防护规定》的要求，部署在“生产控制大区”。

　　10.2.4配电自动化子站系统

　　1)配电自动化子站应具有2个以上网络通信接口和4个以上串行通信接口并能够根据需要进行扩展。实现一定范围内配电网数据采集、处理、存储、转发及故障处理功能。

　　2)配电自动化子站宜配置显示及操作界面。

　　3)宜选择工业级设备，满足恶劣运行环境要求。

　　10.2.5配电自动化终端设备

　　根据功能配置和安装位置不同，配电自动化终端设备可分为开关站、配电站监控终端（DTU）、配电开关监控终端（FTU）、配变监测计量终端（TTU）及其他简易监测终端。技术指标不低于DL/T 721的要求。

　　1)开关站、配电站监控终端

　　①应采用模块化或插件式设计，可根据需要配置遥测、遥信、遥控、保护和故障处理功能，可根据需要扩展监控容量。至少应具备遥测及遥信功能。

　　③应采用工业级、低功耗元件，满足在开关站恶劣环境运行的要求。防护等级不低于IP54级，环境温度适应范围不低于-25℃～+70℃。

　　④应具有远方参数设置及维护功能。

　　2)配电开关监控终端

　　①应具有遥测、遥信和遥控功能，并能够与变电站10kV出线开关保护配合实现就地馈线自动化。

　　③应采用工业级、低功耗元件，满足在户外恶劣环境运行的要求。防护等级不低于IP64级，环境温度适应范围不低于-25℃～+70℃。

　　④应具有远方参数设置及维护功能，平均无故障时间（MTBF）不少于30000小时。

　　3)配变监测计量终端

　　实现配电变压器运行监测，其功能与性能应符合Q/CSG 8。

　　对于没有安装开关的电缆及架空线重要位置，可采用能够采集故障信号，具有当地指示或远程传输故障信息功能的简易监测终端，如故障指示器、带远传功能的故障指示器等装置。

　　5)配电自动化终端功能配置

　　①应根据供电区类别、线路类型、开关设备条件、通信条件及监控需求，灵活选择配电线路故障处理模式，合理配置配电自动终端设备。

　　②A类、B类供电区域具备遥控条件（开关带电操机构，具备可靠通信通道）的开关站，应配置三遥功能的配电自动化终端；不具备遥控条件的开关站，宜配置两遥功能的配电自动化终端，预留遥控扩展接口。

　　③在具备可靠通信条件下，可在架空线配置配电开关监控终端，通过远方控制开关分合，实现故障处理。在不具备可靠通信条件下，宜在架空线安装自动化分段开关，实现故障就地处理。

　　10.3配电网管理信息系统

　　10.3.1覆盖范围及基本要求

　　1)应覆盖地级供电局和县级供电企业配电网设备资源的全生命周期管理、配电网运行维护管理及综合业务管理。

　　2)宜按照面向服务的体系架构（SOA）设计，基于IEC61968配电管理系统接口规范，实现配电网管理信息的共享和工作协同。

　　3)已建立配电网管理信息系统的地区，其他系统所使用的配电网台帐和电网模型均应以配电网管理信息系统按交换标准提供的设备台帐和电网模型为准。

　　4)应按照《电力二次系统安全防护规定》的要求，部署在“管理信息大区”，与生产控制大区数据接口必须符合国家电监会及南方电网公司安全防护规定。单独建设的配电网地理信息系统亦应部署在“管理信息大区”。

　　10.3.2配电网管理信息体系结构

　　根据数据库服务器的配置地点，配电网信息系统可分为集中配置模式和分层配置模式。

　　一般在地级供电局布置应用服务器、数据服务器和图形服务器，县级供电企业布置配电网信息管理客户端，以客户端方式通过网络登录到地级供电局集中布置的服务器上完成各自有关业务操作。地级供电局服务器将省网公司所需要的数据汇总到省网公司的生产管理系统服务器中。

　　在地级供电局和县级供电企业分别布置应用服务器、数据服务器和图形服务器。地级供电局和县级供电企业通过各自局域网访问本单位服务器完成大部分的业务操作。县级供电企业服务器将地级供电局所需要的数据汇总到地级供电局的服务器中。地级供电局服务器将省网公司所需要的数据汇总到省网公司的生产管理系统服务器中。

　　3)配置模式的选择

　　应根据地区配电网规模和管理模式，因地制宜选择配置模式。特级地区及省网公司集中管理配电网的地区宜采用集中配置模式。

　　10.3.3配电网管理信息系统功能要求

　　1)应基于统一的流程引擎平台，实现配电网管理业务流程的电子化流转。

　　2)应结合地理信息平台，实现电网模型建立和维护功能，并能根据业务需求按条件抽取相应专题数据模型提供给其他系统共享。共享的电网模型应包括电网拓扑关系结构。

　　3)应实现配电网设备管理、运维管理和综合管理。各地区宜根据配网业务管理需求合理选择业务功能模块。

　　4)应具备跨平台运行能力，支持在