35kV变电站二次综自系统配置清单：间隔层与站控层设备归属

35kV变电站二次综自系统是站端继电保护、测量控制、通信调度与安全自动装置的集成载体。一套配置合理的二次系统，既能满足GB/T 14285、DL/T 995对保护选择性、速动性、灵敏性的要求，又能通过远动通信屏、调度数据网屏实现与地调/县调主站的数据交互。本文从项目边界条件出发，列出35kV变电站二次综自系统配置清单，并说明各子系统归属屏柜与组屏原则。

35kV变电站二次综自系统分层配置拓扑图

35kV变电站按规模可分为终端型、环网型与小型枢纽站三类。典型终端站配置两台主变（常用容量6.3MVA~31.5MVA），35kV侧为单母线或单母线分段接线，10kV侧为单母线分段。并网方式以专线接入地调为主，部分用户站采用T接或环网柜方式。

调度要求通常包括：四遥（遥测、遥信、遥控、遥调）上送、电能量计量关口采集、故障录波与保护信息子站远传、电能质量监测、AGC/AVC或一次调频（新能源并网时）。这些边界条件直接决定间隔层装置数量与站控层通信通道配置。

📌 设计前提：35kV站二次综自系统宜采用“间隔层就地采集 + 站控层集中处理 + 调度层远方交互”的分层架构，避免单点故障导致全站失控。

下表以典型双主变、四回35kV出线、若干10kV馈线的终端变电站为例，给出主要设备数量、作用与归属屏柜。实际工程可按出线规模、主变数量与调度协议调整。

上表未列出的辅助设备还包括：微机五防系统、直流系统绝缘监测、UPS、网络交换机、光配线架、试验转接端子等。这些设备虽不直接参与保护，却是保障二次系统长期稳定运行的基础设施。

主变保护屏：按GB/T 14285要求，35kV主变容量≥6.3MVA时应配置差动保护作为主保护，并配置过流、零序、间隙、瓦斯等非电量与后备保护。两台主变宜分柜配置，避免单柜故障导致两台主变同时失去主保护。

线路保护测控屏：每回35kV出线独立配置一套线路保护测控装置，实现三段式相间/接地距离或过流保护、三相一次重合闸、故障录波启动接点。测控功能负责本间隔遥测、遥信、遥控及SOE上送。

公用测控屏：采集35kV母线电压、10kV母线电压、站用变电流、直流系统开关量、主变档位及温度等公共信号。该屏同时承担站端联闭锁逻辑，是站控层监控后台的数据来源之一。

远动通信屏与调度数据网屏：远动通信屏负责把站内IEC 61850、Modbus等站内协议转换为IEC 60870-5-104/101，经调度数据网屏送调度主站。调度数据网屏内配置纵向加密认证装置、路由器及交换机，满足“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”要求。

35kV变电站二次屏柜组屏现场/设备照片

35kV变电站二次综自系统常见组屏方案为6~9面屏：主变保护屏2面、线路保护测控屏1~2面、公用测控屏1面、电能质量在线监测屏1面、故障录波屏1面、远动通信屏1面、调度数据网屏1面、卫星时间同步系统屏1面。

端子分配遵循“功能分区、强弱电分离、CT回路独立”原则：电流回路（CT）与电压回路（PT）不得共用端子排；跳闸出口回路设专用试验端子；通信回路（光纤/网线）与电源回路分槽敷设；每面屏预留10%~15%备用端子，便于后期扩容。

不能省：主保护、后备保护、测控、远动通信、调度数据网、卫星对时、二次安防是并网验收的底线配置。特别是卫星时间同步系统，若缺失或精度不足，会导致SOE时标混乱、故障分析失准。

可优化：小型终端站可将故障录波与保护信息子站功能合并至综合自动化后台；出线较少的站可将线路保护测控屏与公用测控屏合并组屏；对调度无AGC/AVC要求的常规负荷站，可暂不配置新能源AGC/AVC控制系统。

💡 配置提示：并网验收前，建议对照调度协议逐条核对“必须上送遥测量清单”与“必须遥控开关清单”，避免遗漏导致验收返工。

二次综自系统验收通常分三个阶段：出厂验收（FAT）、现场验收（SAT）、调度联调。验收资料包括：二次系统设计图纸、设备清单、出厂试验报告、保护定值单、通信协议点表、远动信息表、安防策略配置单、对时测试报告。

35kV变电站二次综自系统配置不是简单罗列设备，而是要在保护可靠性、监控完整性、通信合规性之间取得平衡。以项目边界条件为出发点，按间隔层—站控层—调度层三层架构分配设备，明确归属屏柜与端子排，是后续安装、调试、验收顺利推进的关键。

📌 总结：一份清晰的二次综自系统配置清单，应包含设备名称、数量、作用、归属屏柜、验收资料与判据；组屏方案宜预留扩展空间，避免后期改造重新布线。