一、设计依据
1、中华人民共和国电力公司发布的《35kV～110kV无人值班变电所设计规程》（征求意见稿）
2、110kV清河输变电工程设计委托书。
3、电力工程电气设计手册（电气一次部分）
二、设计范围
1、所区总平面、交通及长度约20米的进所道路的设计。
2、所内各级电压配电装置及主变压器的一、二次线及继电保护装置。
3、系统通信及远动。
4、所内主控制室、各级电压配电装置和辅助设施。
5、所区内给排水设施及污水排放设施。
6、所区采暖通风设施、消防设施。
7、所区内的规划。
8、编制主要设备材料清册。
9、编制工程概算书。
三、设计分工
1、110kV配电装置以出线门型架为界，10kV电缆出线以电缆头为界。电缆沟道至围墙外1米。
2、所外专用通信线、光纤系统通信、施工用电、用水等设施由建设单位负责。
四、主要设计原则
1、电气主接线
电气主接线是发电厂、变电所电气设计的重要部分，也是构成电力系统的重要环节。主接线的确定对电力系统整体及发电厂、变电所本身运行的可靠性、灵活性和经济性密切相关，并且对电气设备选择、配电装置布置、继电保护和控制方式的拟定有较大影响。因此，必须处理好各方面的关系，全面分析有关影响因素，通过技术经济比较，合理确定主接线方案，决定于电压等级和出线回路数。
（1）110kV主接线设计：110KV清河变主要担负着为清河开发区供电的重任，主供电源由北郊变110KV母线供给，一回由北郊变直接供给，另一回由北郊变经大明湖供给形成环形网络，因此有两个方案可供选择：单母线接线；单母线分段接线。
方案I：采用单母线接线
优点：接线简单清晰、设备少操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。
缺点：不够灵活可靠，任一元件（母线及母线隔离开关等）故障或检修，均需使整个配电装置停电。单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部回路仍需
短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障段的供电。
适用范围：一般适用于一台发电机或一台变压器的110-220KV配电装置的出线回路数不超过两回。
方案II：采用单母线分段接线
优点：1）用断路器把母线分段后，对重要用户可以从不同段引出两个回路，有两个电源供电。
2）当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障段切除，保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电。
缺点：1）当一段母线或母线隔离开关故或检修时，该段母线的回路都要在检修期间内停电。
2）当出线为双回路时，常使架空线路出线交叉跨越。
3）扩建时需向两个方向均衡扩建。
适用范围：110-220KV配电装置的出线回路数为3-4回时。
经过以上论证，决定采用单母线分段接线。
（2）35Kv主接线设计：主要考虑为清河工业园区及周边高陵西部地区供电。
方案I：采用单母线接线
优点：接线简单清晰、设备少操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。
缺点：不够灵活可靠，任一元件（母线及母线隔离开关等）故障或检修，均需使整个配电装置停电。单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部回路仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障段的供电。
适用范围：一般适用于一台发电机或一台变压器的35-63KV配电装置的出线回路数不超过3回。
方案II：采用单母线分段接线
优点：1）用断路器把母线分段后，对重要用户可以从不同段引出两个回路，有两个电源供电。
2）当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障段切除，保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电。
缺点：1）当一段母线或母线隔离开关故或检修时，该段母线的回路都要在检修期间内停电。
2）当出线为双回路时，常使架空线路出线交叉跨越。
3）扩建时需向两个方向均衡扩建。
适用范围：35-63KV配电装置的出线回路数为4-8回时。
经过以上论证，决定采用单母线分段接线。
（3）10kV主接线设计：主要考虑为变电站周围地区供电。
方案I：采用单母线接线
优点：接线简单清晰、设备少操作方便、便于扩建和采用成套配电装置。
缺点：不够灵活可靠，任一元件（母线及母线隔离开关等）故障或检修，均需使
整个配电装置停电。单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部回路仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障段的供电。
适用范围：6 -10KV配电装置的出线回路数不超过5回。
方案II：采用单母线分段接线
优点：1）用断路器把母线分段后，对重要用户可以从不同段引出两个回路，有两个电源供电。
2）当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障段切除，保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电。
缺点：1）当一段母线或母线隔离开关故或检修时，该段母线的回路都要在检修期间内停电。
2）当出线为双回路时，常使架空线路出线交叉跨越。
3）扩建时需向两个方向均衡扩建。
适用范围：6 -10KV配电装置的出线回路数为6回及以上时。
经过以上论证，决定采用单母线分段接线。
2、主变压器选择
（1）容量的确定:1）主变压器容量一般按变电所建成后5-10年的规划负荷选择，并适当考虑到远期10-20年的负荷发展。对于城郊变电所,主变压器容量应与城市规划相结合。2)根据变电所所带负荷的性质和电网结构来确定变压器的容量。对于有重要负荷变压器的变电所，应考虑当一台主变压器停运时，其余变压器容量在计及过负荷能力后的允许进间内，应保证用户的一级和二级负荷；
对一般性变电所，当一台主变压器停运时，其余变压器容量应能保证全部负荷的70%-80%。3）同级电压的单台降压变压器容量的级别不宜太多，应从全网出发，推行系列化、标准化。
（2）主变压器台数的确定：1）对大城市郊区的一次变电站，在中、低压侧已构成环网的情况下，变电所以装设两台主变压器为宜。2）对地区性孤立的一次变电所或大型工业专用变电所，在设计时应考虑装设三台主变压器的可能性。3）对于规划只装设两台变压器的变电所，其变压器基础宜按大于变压器容量的1-2级设计，以便负荷发展时，更换变压器的容量。
因此为保障电压水平能够满足用户要求，本所选用有载调压变压器，选变压器两台。
3、主要电气设备选择
（1）110kV配电装置选用户外110kV六氟化硫全封闭组合电器(GIS)。开断电流31.5kA。
（2）35kV选用kYN-35型手车式金属铠装高压开关柜，内配真空断路器。开断电流25kA。
（3）10kV选用CP800型中置式金属铠装高压开关柜，内配真空断路器。出线开断电流31.5kA，进线开断电流40kA。
（4）10kV母线避雷器选用HY5WZ-17/45型氧化锌避雷器。
（5）根据《陕西电力系统污秽区分布及电网接线图集》，该站地处Ⅱ级污秽区，考虑到该站距公路较近，污级提高一级，按Ⅲ级户外用电气设备泄漏比距，110kV、35kV、10kV为2.5cm/kV(均按系统最高工作电压确定)。
4、无功补偿及消弧线圈
10kV出线回路数每段母线12回，本期装设2组干式接地变及消弧线圈。接地变容量700/160kVA，消弧线圈600kVA。本期装设2×1800kVar电容器组。
5、电工构筑物布置
（1）根据进出线规划及所址地形情况，电工构筑物布置如下：110kV屋外配电装置布置在所区南侧，二次室及35kV～10kV开关室布置在所区北侧，为一座二层楼结构，一层10kV，二层35kV；主变压器布置在二者之间，所区大门设在西侧，进所道路自所址西侧的公路接引。
（2）110kV配电装置进线采用软母线，进线间隔宽度为8米。按远期出线总共6个间隔设计。
（3）35kV配电装置按两台主变进线，4个出线间隔设计。
（4）10kV配电装置采用屋内单层双列布置。干式接地变及消弧线圈装在一箱内，安装在10kV开关柜中间。共36个出线间隔(公用4个)。
6、控制、保护及直流
（1）控制方式
本工程的控制、信号、测量采用计算机监控方式，分层分布式综合自动化系统，按无人值班有人值守方式设计。
（2）保护装置
继电保护均采用微机保护，这些保护的信息都以通信方式接入计算机监控系统。
（3）自动装置
10kV馈线装设小电流接地选线装置；10kV馈线具有低周减载功能。
（4）直流
采用智能高频开关电源系统，蓄电池采用2×100Ah免维护铅酸蓄电池，计206只，单母线分段接线。
五、基础资料
110kV清河变电站地址选在市开发区清河工业园区的北部，西邻一条南北公路。电源由北郊330kV变110kV母线出两回，一回直接接入，一回经大明湖变“Π”接后再接入。导线选择LGJ-300/40。
1、环境条件
该站位于市开发区清河工业园区的北部，西邻一条南北公路。占地东西长69m，
南北长66m，面积4554m，合6.831亩。该站出线条件较好，110kV南面进出，35kV 北面进出，10kV电缆从西侧进出(电缆沟)。交通方便，靠近乡镇，职工生活方便。围墙内自然高差与公路相差3m左右，回填土方量较大。
（1）环境温度:-15°C～+45°C。
（2）相对湿度：月平均≤90%，日平均≤95%。
（3）海拔高度:≤1000m。
（4）地震烈度:不超过8度。
（5）风速:≤35m/s。
（6）最大日温差:25°C。
周围环境无易燃且无明显污秽，具有适宜的地质、地形和地貌条件(如避开断层、交通方便等)。并应考虑防洪要求，以及邻近设施的相互影响(如对通讯、居民生活等)。
2、环境保护
（1）变电所仅有少量生活污水，经处理后排入渗井。
变压器事故排油污水，经事故油池将油截流，污水排入生活污水系统，对周围环境没有污染。
（2）噪音方面是指变压器和断路器操作时所产生的电磁和机械噪声。对主变及断路器要求制造厂保证距离设备外壳2米处的噪声水平不大于65bB，以达到《工业企业噪声卫生标准》的规定。
3、绿化
在所内空闲地带种植草坪及绿篱，以美化环境。
第二节系统概述
主要是为工业园区供电和服务的，并本变电所属新建110kV负荷型变电所，主要满足该地区工业和居民用电。
主变压器容量本期2×31.5MVA，远期3×50MVA。110kV本期两回出线，采用单母线分段接线；远期六回出线。35kV本期4回出线，采用单母线分二段接线。10kV本期24回出线，采用单母线分二段接线，远期36回出线，采用单母线分三段接线。
户外设备基础及构架设计原则如下: 110kV架构及基础本期只安装两回。其余架构及基础只上本期规模，其余均不上，预留位置。三号变基础本期不上，仅预留位置。
第三节电气主接线
电气主接线是由高压电气设备连成的接收和分配电能的电路，是发电厂和变电所最重要的组成部分之一，对安全可靠供电至关重要。因此设计的主接线必须满足如下基本要求：
1、满足对用户供电必要的可靠性和电能质量的要求。
2、接线简单、清晰，操作简便。
3、必要的运行灵活性和检修方便。
4、投资少，运行费用低。
该变电站110kV户外配电装置采用GIS组合电器布置形式。110kV采用单母线分段接线方式。110kV进线2回。其中一段母线带2台主变压器，另一段母线带1台主变压器。本期安装每段母线1台主变，110kV GIS共6个间隔位。110kV GIS主变出线至主变110kV侧为电缆及电缆插拔头型式。电缆型号YJV22-126-1×300交联电缆。
35kV采用单母线分段接线。共设两段，每台主变各接一段。本期安装4回出线，每段2回。35kV出线至35kV穿墙套管亦采用电缆，电缆型号:YJV22-126-1×300交联电缆。
10kV采用单母线扩大分段接线，共分3段，本期分2段。每台主变各接一段，每段12回出线。10kV出线36回(含公用部分4回)，本期安装24回。10kV全部采用电缆出线。在每台主变压器低压侧设置一组接地变压器及一组无功分档投切并联补偿电容器。
为了适应今后电网商业化运营的要求，提高电网的供电质量，满足用户对供电质
量的要求，另外，为了便于电网电压的灵活及时调整，主变的调压方式应采用有载调压变压器，有利于电网今后的运行。
目前限制低压侧短路电流措施，一般采用高阻抗变压器，且根据 110kV 系统短路水平(不超过30 kA)。经过推算，10kV短路电流(不超过30kA)。所选开关柜等电气设备均可满足要求(10kV不并列)。故本次设计采用高阻抗主变压器。
本次设计结合实际运行经验，要求主变压器本体油枕由原A相移至C相。这样有利于主变压器中性点接地隔离开关连接安装，且操作检修方便。
MVAMVA110kV采用中性点直接接地方式。
无功补偿应根据就地平衡和便于调整电压的原则进行配置，采用集中补偿的方式，集中安装在变电所内有利于控制电压水平。向电网提供可调节的容性无功。以补偿多余的感性无功，减少电网有功损耗和提高电压。
为了提高电网的经济运行水平，根据无功补偿的基本原则，在10kV每段母线上各接一组由开关投切的分档投切并联电容器成套装置，供调节系统的无功负荷，电容器每组容量为1800kVar。
在每段母线上分别接一台接地变压器(曲折变，型号DSDB-700/10.5-160/0.4A)。中性点采用Z0接线。低压侧为Y0接线、正常运行时供给380/220V站用电源(接地变压器带附绕组兼做站用变压器)。Z0具有中性点连接有载调谐消弧线圈。
第四节
用于设备选择的短路电流是按照变电所最终规模：三台50MVA主变压器及110kV 远景系统阻抗，考虑三台主变并列运行的方式进行计算的。
表4 清河变电站短路电流计算结果表（远期10kV、35kV并列运行）
设备的选择与校验
结合以往110kV变电所设计及运行情况，本次选用110kV及10kV开关开断电流采用31.5kA，35kV选用25 kA。并依次对设备进行了选择和校验。主变：(有载调
ES接地刀闸：(开关侧)
DS刀闸：(开关侧)
110kV电流互感器：
35kV电压互感器:
101、102、211开关：
10kV电互感器手车:
三、与系统的联接
按照规划，清河变电所、大明湖变电站，均接在北郊330变110kV出线上。见下图。
如果清河变电站先一步上，则将“Π”接点短接，北郊330变两回出线直接至清河变电站，这样在清河变电站要加上线路纵差保护。同时，在订对侧保护时，电流互感器都改为300～600/1A，均安装在北郊330变。
北
清河变与系统的联接图
一、电气布置
110kV配电装置为户外GIS布置。由于110kV线路顺城建规划路由南边来，所以，110kV屋外配电装置布置在所区南侧，二次室及35kV～10kV开关室接布置在所区北侧，三台主变压器布置在二者之间，4回35kV线路向北出线，1OkV全部电缆出线。
二次设备室布置在二楼西面。10kV密集型电容器、接地变、消弧线圈在西南角。
1、110kV配电装置
采用户外双列布置，该配电装置向南出线，进线采用悬挂式软母线，进出线架构高10米，间隔宽度均8米，母线及进出线相间距离为2.2米。
2、35kV～10kV配电装置、二次室及辅助厂房
采用双层屋内配电装置，10kV在一楼，采用CP800型中置式金属铠装高压开关柜，单母线分段，双列布置，10kV出线均为电缆出线。35kV在二楼，采用KYN-35Z型金属铠装高压开关柜，单列布置，35kV均为架空进出线。二次室及辅助厂房布置于35kV 开关室西侧。在10kVⅠ、Ⅱ段母线上分别接700/160kVA干式接地变压器一台。安装在10kV高压室内。
3、其它
电缆设施
室内外控制及低压电力电缆采用电缆沟敷设，出电缆沟至电气设备的电缆采用穿管敷设；10kV出线电缆采用电缆沟敷设。
110kVGIS组合电器至主变110kV侧及主变至35kV进线套管均采用电缆和电缆沟道敷设。主变10kV到10kV进线套管采用矩形铜母线热缩接线。
变电站内、户外间设置了800mm宽的控制电缆沟，通向主控室。户外电缆沟高出地面100mm以防雨水的进入。10kV配电室内设有1000mm宽的电力电缆沟，室外有1800mm宽的电缆隧道，以供1OkV电力电缆通向所外。控制电缆全部采用阻燃、带屏蔽的铜芯控制电缆，型号:2RkVVP2/22;10kV电力电缆采用交联电力电缆，型号:YJV22-8.7/10-3×120和3×185。去接地变与密集型电容器的10kV电缆采用直埋方式。
电气建筑物
设计了一座35kV至10kV高压室的二层结构楼房。一层为10kV高压室。呈双列布置，全部电缆出线。35kV高压室开关柜呈单列布置。二层为35kV高压室。考虑到35kV 目前有的线路均在北侧，所以，35kV向北边出线，为单列布置，架空出线。高压室长×宽＝41.5×6.3m，层高5m。
本次设计在10kV至段母线上分别接一台700/160/10kVA、10/0.4kV接地变压器、低压侧为Y0接线、正常运行时供给380/220V站用电源。在35kV有双向供电线路上接一台100kVA/35kV线路干式所用变一台，作为备用电源。当全站失压后，由35kV带电线路反供35kV所用变。三台所用变互为闭锁自投。所用电源接至五块所用电屏上，供给全所用电。所用电接地线能满足三台接地变分列运行及备用电源自动投入方式运行。所用变容量为160kVA，由于接地变压器(曲折变)一、二次容量比不宜过大，其低压侧一旦发生短路可烧坏接地变，故二次容量选160kVA为宜。所用电380/220V母线采用单母线分段接线，三相四线制，中性点直接接地系统。所用屏布置在二次室内。
本次设计直流系统采用智能高频开关电源系统。蓄电池采用2×100AH 免维护铅酸蓄电池，单母线分段接线，控制母线与合闸母线间有降压装置。直流屏两面，电池屏两面。该型直流系统是模块化设计，N+1热备份;有较高的智能化程度，能实现对电源系统的遥测、遥控、遥信及遥调功能;可对每一个蓄电池进行自动管理和保护。该系统通过RS232或RS485接口接入计算机监控系统。直流负荷统计见下表。
一、总的要求
1、控制、信号及测量采用微机监控方式，按无人值班变电所设计。要求对所有一次设备进行监视、测量、控制、记录和报警。110kV开关保护测量及主变保护测量，集中组屏放置在主控室；35kV、10kV开关保护放置在35kV、10kV柜上，计量表计放在主控室集中组屏。
2、继电保护装置与微机监控系统相互独立。反映微机保护装置正常运行及事故状态时的动作工况应以数字接口，直接上网并反映于微机监控系统中。所选微机保护充分保证变电所安全可靠运行，并便于调试维护。
3、具备微机五防要求。
4、计算机网络按总线设计，当地监控微机及远动微机均按主后备方式配置。保证运行的可靠性及灵活性。
5、微机监控系统按分层分布结构，即继电保护、自动装置、测量、控制及按I/O 以集成形式单元(间隔屋单元)设计。110kV系统保护及公用部分集中安装于二次室内，10kV保护及测量控制信号部分就地安装于各单元的开关柜上。
二、继电保护配置及微机监控系统
（一）保护配置要求
1、110kV线路保护 (本期四套)
(1)110kV清北线保护一套，110kV清湖线保护一套，对侧110kV北清线保护一套；110kV湖清线保护一套。
设有光纤闭锁高频距离保护，后备保护为三段式相间距离，三段式接地距离、四段式零序方向保护，并具有同期三相一次重合闸功能。如果两回进线都接在北郊330变，则加一套光纤纵差保护。
(2)110kV母线电压并列装置，可在就地或远方实现PT并列或分开运行。
2、主变保护 (本期二套)
(1)主保护：差动电流速断和二次谐波制动比率差动保护，并具有CT断线检测报警功能。
(2)后备保护：110kV及10kV二段复合电压闭锁过流保护。110kV二段零序电压闭锁、零序过流保护。过负荷闭锁有载调压。过负荷保护及启动通风保护。
主变高、中、低压侧后备动作时第Ⅰ段作用于10kV相关分段开关，第Ⅱ段作用于变压器三侧开关，同时闭锁10kV备自投装置。具有PI断线检测功能。
(3)非电量保护:跳主变三侧开关的有:主变本体重瓦斯、有载重瓦斯、压力释放(由压板切换至跳闸或发信)。应有独立跳闸出口。报警信号有:主变本体轻瓦斯、有载轻瓦斯，油温。
(4)无功电压自动调节装置：(本期二套)通过自动改变变压器有载调压装置分接头位置及自动换切电容器，对变电站的电压和无功进行综合控制。
3、10kV线路保护 (本期二十四套)
(1)保护配置：三相式速断、三段式过流保护。三相一次重合闸。低周减载。小电流接地选线。
(2)接地变 (本期二套) ：三相式速断、三段式过流保护，过负荷。小电流接地选线。零序电流、零序电压。温度信号。
(3)电容器 (二套) ：三相不平衡电压保护、三相式速断，三段式过流保护。小电流接地选线；过压、欠压保护；小电流接地选线；保护动作应闭锁电容器自动投切。
(4)10kV母联(备自投)：配置原则：10kVⅠ、Ⅱ段正常运行时为分列运行方式，母联处于备用状态，当任一主变主保护动作，跳开主变两侧开关，则母联开关投入运行，当主变后备保护动作，则跳开母联开关，并且闭锁备自投。
(5)10kV母线电压并列装置，可就地或远方实现PT并列或分开运行。
4、35kV线路保护 (本期四套)
(1)保护配置：三相式速断、三段式过流保护。电压闭锁电流保护。三相一次重合闸。低周减载。
(2)35kV母联(备自投)
配置原则：35kVⅠ、Ⅱ段正常运行时为分列运行方式，母联处于备用状态，当任一主变主保护动作，跳开主变两侧开关，则母联开关投入运行，当主变后备保护动作。则跳开母联开关，并且闭锁备自投。
(3)35kV母线电压并列装置，可就地或远方实现PT并列或分开运行。
（二）遥测、遥控、遥信及电能计量要求
接收集控站计算机系统遥控、遥调命实施控制操作。接收并实施集控站系统对时命令。接收并实施集控站系统复归保护动作当地信号命令。
向集控站、调度主站传送信息包括：A、常规电气量、非电量(包括模拟量、开关量、电度量)。B、微机保护动用及警告信息。C、事件顺序记录信息。D、保护装置工作状态信息。具体如下：
1、110kV线路
遥控：(1)110kV线路断路器分、合、隔离开关的分合；(2)保护信号复归；(3)操作箱信号复归。
遥测：110kV线路电流IA、IB、IC、P、Q。
遥信：(1)110kV线路断路器位置信号SOE；(2)隔离开关位置信号SOE，接地刀闸的位置信号SOE；(3)110kV线路保护动作和重合闸动作信号SOE；(4)控制回路断线等状态SOE；(5)SF6气压报警。
2、110kV母联
遥控：110kV母联断路器分、合、隔离开关的分合；
遥测：三相电流IA、IB、IC。110kVⅠ、Ⅱ段母线电压VA、VB、VC、3VO。计算：Vab、Vbc、Vac及F。
遥信：(1)110kV母联断路器位置信号SOE；(2)隔离开关及接地刀闸的位置信号SOE；(3)PT回路故障SOE；(4)110kV母线保护动作SOE；(5)母联各类故障信号SOE；
(6)SF6气压报警。
3、主变
遥控：(1)主变三侧开关的分、合；(2)主变中性点接地刀闸分、合；(3)有载调压开关的升降、急停；(4)保护信号复归，操作箱信号复归；(5)主变有载调压自动方式的投入、退出。
遥测：(1)主变IA、IB、IC、Q、P、COSφ：(2)主变低压侧IA、IB、IC、Q、P；
(3)主变油温。
遥信：(1)主变两侧开关位置信号SOE；(2)隔离开关接地刀闸位置信号、中性点接地闸位置信号SOE；(3)主变抽头位置信号；(4)主变调压装置运行状态信号SOE；(5)主保护动作信号SOE，后备保护动作信号SOE；(6)非电量保护动作信号SOE。
4、10KV线路
遥控：(1)线路断路器的分、合；(2)保护信号复归；
遥测：10kV线路电流IA、IB、IC、P、Q；
遥信：(1)10kV线路断路器位置信号SOE；(2)手车运行、试验状态信号SOE；(3)保护动作信号SOE；(4)告警信号SOE。
5、10kV接地变
遥控：(1)线路断路器的分、合；(2)保护信号复归。
遥测：10kV线路电流IA、IB、IC、Q、P，测所用变低压侧电压。
遥信：(1)10kV断路器位置信号SOE；(2)手车运行、试验状态信号SOE；(3)保护动作信号SOE；(4)告警信号SOE；(5)温度、过负荷SOE；(6)所用备自投状态SOE。
6、10kV电容器
遥控：(1)线路断路器的分、合；(2)保护信号复归。
遥测：10kV线路：IA、IB、IC、VA、VB、VC计算处Q。
遥信：(1)10kV断路器位置信号SOE；(2)手车运行、试验状态信号SOE；(3)保护动作信号SOE；(4)告警信号SOE；(5)电容器自投状态SOE。
7、10kV母联
遥控：(1)线路断路器的分、合；(2)保护信号复归。
遥测：电流量IA、IB、IC。
遥信：(1)10kV断路器位置信号SOE；(2)手车运行、试验状态信号SOE；(3)保护动作信号SOE；(4)告警信号SOE；(5)母联备自投信号SOE。
8、35kV线路
遥控：(1)线路断路器的分、合；(2)保护信号复归。
遥测：35kV线路电流IA、IB、IC、P、Q。
遥信：(1)35kV线路断路器位置信号SOE；(2)手车运行、试验状态信号SOE；(3)保护动作信号SOE；(4)告警信号SOE。
9、35kV母联
遥控：(1)线路断路器的分、合；(2)保护信号复归。
遥测：电流量IA、IB、IC。
遥信：(1)35kV断路器位置信号SOE；(2)手车运行、试验状态信号SOE；(3)保护动作信号SOE；(4)告警信号SOE；(5)母联备自投信号SOE。
（三）直流部分
遥测：直流母线电压；蓄电池端电压。
遥信：直流充电机故障；直流接地；直流电压过高；直流电压过低。
1、所用电部分
遥测：所用电母线电压。
遥信：所用电交流失电。
2、公用部分
消防系统动作状态SOE；大门开启等信息量；电缆沟异味气体监测。
3、电能计量 (共计38块表计)
每条110kV线路各装设0.5级双向智能式多功能电度表一块，主变高、中、低压侧及 35kV、10kV线路各装设0.5级单向智能或多功能电度表一块。35kV、10kV线路电度表均安装在开关柜上，其余电度表组屏安装在控制室，所有智能电度表均能接入监控系统。
（四）计算机监控系统
全站以计算机监控系统为核心，实现对全部的一次设备进行监视、测量、控制、记录和报警功能，并与保护设备和远方控制中心及其它设备通信达到信息共享。
第八节过压保护、接地及照明
过电压保护110kV系统采用氧化锌避雷器作为限制操作过电压和雷电侵入波的措施，并以避雷器10kA雷电冲击残压作为绝缘配合的依据。在110kV架构上设置了2只高度为25的避雷针。在变电站的北围墙内、南、北两端各设一只为25的独立避雷针，作为直雷的保护装置。本次设计，接地网采用垂直接地和水平接地干线联合构成；在避雷针、避雷器及主变压器附近增加垂直接地极，加强散流作用，接地网接地电阻应小于0.5欧姆。
1、主接地网采用棒形Ф50钢管，长2.5米镀锌接地棒，其间以60×6的镀锌(热镀)扁钢连接成环形，钢管上端埋入深度为0.8米。另外，在接地网靠近主变位置留一接地检查井。
2、户外接地扁钢与主接网可靠焊接，要三面焊牢，其焊接长度为扁钢宽度的三倍。
在焊接点必须刷防锈漆2遍，并涂热沥青处理。
3、接地网施工完毕后应进行实测，接地电阻Rd≤O.5欧。否则将采取降阻措施。照明全站工作照明电源由380/220V所用屏接至各照明配电箱上引接。照明分为事故照明系统和交流照明系统，照明正常由交流电源供电。当交流消失后自动切换至220V 直流电源供电，二次室设有长明灯。
二次室照明采用吸顶荧光灯和白炽筒灯。35kV和10kV配电室采用荧光灯具和白炽筒灯。白炽灯为事故照明灯，严格控制使用。户外采用投光照明。35kV及10kV室采用明敷照明外，其它均采用暗线布置。
11OkV构架上装设4只投光灯。35kV高压室的屋顶上安装7只投光灯，便于夜间检修。
消防及其它
一、消防
消防间内配置推车式消防车2台，干粉灭火器10台。消防措施如下:
1、主变压器、微机房等重要场所，设置火灾自动检测报警装置。微机室、二次室内配置二氧化碳或四氯化碳自动灭火器。
2、35kV、10kV屋内配电装置、建筑物室内等设置必要的手车式或手提式干粉灭火器，室外设有消防水栓。
3、对电缆竖井、电缆沟及屏、柜、箱底部采用封、堵、隔、涂等缩小火灾范围的措施。措施如下:
35kV、10kV高压室、二次控制室、通往夹层的电缆孔洞和预留盘位的孔洞用防燃材料堵严，通向电缆沟的孔洞也用防火材料堵严，并有足够的防火段长度。在电缆夹层中备有足够的照明和消防器材。
4、对电缆防火采取以下措施
①在同一沟道内，动力电缆与控制电缆分层布置。
②经主变压器安装检修地通往二次室电缆，在引出场地处的电缆沟中设防火隔墙。
③二次室电缆入口处采用防火材料封堵。
④GIS组合电器一次、二次电缆在进出电缆隧道、电缆沟入口处采用防水材料封堵。