智能化变电站 110-C-8方案

第五篇110kV变电站通用设计深化应用方案（110-C-8方案）
第15章设计说明
110kV变电站通用设计深化应用方案第五篇描述的是110-C-8方案。

本方案110kV采用单母线分段接线，出线4回；35kV采用单母线分段接
线，出线6回；10kV采用单母线分段接线，出线28回，主变压器远期为
2台50MV A三相三绕组变压器和1台50MV A三相双绕组变压器，本期2
台三相三绕组变压器，每台主变压器配置2组10kV电容器。

110kV配电
装置采用户外软母线普通中型布置，35kV配电装置采用户内高压开关柜单
列布置，10kV配电装置采用户内高压开关柜双列布置，主变压器及电容器
组采用户外布置。

变电站采用计算机监控系统，无人值班管理模式。

15.1.1适用场合
(1).人口密度较低，土地征用费用较低的地区；
(2).站址选择较为容易的地区；
(3).无特殊地形条件地区；
(4).中地震烈度地区；
(5).中度大气污染地区。

15.1.2技术条件
深化应用方案C-8的建设规模及技术条件见表15-1。

15.1.3 模块内容说明
深化应用方案C-8按照模块化设计，共设计了110kV配电装置、35kV 配电装置及10kV配电装置、配电装置楼等基本模块。

基本模块内容说明见表15-2。

15.1.4 主要技术指标
深化应用方案C－8技术指标见表15-3。

15.1.5 主要优化内容
本方案按《国家电网公司输变电工程通用设计110～500KV变电站分册(2011版)》中110kV通用设计C-8方案和《国家电网公司输变电工程通用设计110～500KV智能变电站部分(2011版)》的设计原则进行编制，并做适当优化。

主要优化内容如下：
(1)根据我省实际工程建设需求，#3主变改为三相双绕组变压器，相应减少35kV开关柜数量和35kV配电装置室面积约70 m2。

(2)#1，#2主变共用1套35kV中性点消弧线圈成套装置。

(3)考虑一台主变故障时，另外两台主变都能分担负荷，减少限电范围，建议将#2主变低压侧分成两段，10kV形成单母四分段。

(4)35kV配电装置楼与主控楼合一，相应调整接地变和电容器的布置方式，压缩站区长度至75米，相应减少围墙内占地面积约130 m2。

(5)按智能化方案调整各间隔CT配置、二次设备配置及组屏。

本方案应用国网通用设计具体情况见表15-4：
15.2 系统部分
本深化应用方案按照给定的主变压器及线路规模进行设计，在设计工程中，需根据变电站所处系统情况具体设计。

15.3 电气部分
15.3.1 电气主接线
15.3.1.1 110kV电气接线
110kV电气接线远期采用单母线分段接线，共4回架空出线和3回主变压器进线。

本期建设2回架空出线和2回主变压器进线，组成单母线分段接线。

15.3.1.2 35kV电气接线
35kV电气接线远期采用单母线分段接线，共6回电缆出线，本期采用单母线分段接线，共6回出线
15.3.1.3 10kV电气接线
10kV电气接线远期采用单母线四分段接线，其中#2主变压器10kV侧连接于Ⅱ、Ⅲ段母线，共24回出线。

本期采用单母线三分段接线，16回出线。

无功补偿按在每台主变压器低压侧设置3600kvar+4800kvar并联电容器考虑。

15.3.1.4 各级中性点接地方式
主变压器110kV侧为星形接线，中性点经隔离开关或避雷器加放电间隙接地。

35kV为星形接线，中性点不接地或经消弧线圈接地。

10kV为∆形接线，采用接地变压器引出中性点后经消弧线圈接地。

15.3.2 短路电流及主要电气设备选择
15.3.2.1 短路电流
110kV电压等级：40kA
35kV电压等级：25kA
10kV 电压等级：31.5(25)kA
15.3.2.2 主要设备选择
本次深化应用方案主要电气设备选型应符合国家电网公司关于标准化建设成果应用管理目录的相关规定, 本次通用设计主要电气设备选型应符合国家电网公司关于标准化建设成果应用管理目录的相关规定，原则上从国家电网公司输变电工程通用设备分类目录中选择，优先选用推广类通用设备。

（1）主变压器选型
主变压器选用三相、三绕组、油浸、自然油循环自冷、低噪音、高阻抗、低损耗、降压型电力变压器。

主变压器选用有载调压变压器，调压方式推荐采用高压侧中性点调压方式。

主变压器的变比推荐按110±8×1.25%/38.5±2×2.5%/10.5kV考虑，变压器阻抗按照国家电网公司输变电工程通用设备选择考虑。

在实际工程应用中，应根据实际情况确定主变压器的调压方案、额定电压和阻抗电压。

主变压器选择见表15-5。

根据给定的设计条件及参考国家电网公司输变电工程通用设备，110kV设备选用3S热稳定电流为40kA ，动稳定电流峰值为100 kA的设备。

110kV主要设备选择结果表见表15-6。

表15-6－2 110kV主要设备选择结果表
（2）35kV电气设备选择
按照短路电流水平，35kV设备额定开断电流为25kA，动稳定电流峰值63kA。

35kV主要设备选择结果见表15-7。

（3）10kV电气设备选择
按照短路电流水平，10kV主变进线柜、分段柜及电容器柜额定开断电流为31.5kA，动稳定电流峰值为80kA。

其余开关柜额定开断电流为25kA，动稳定电流峰值为63kA。

10kV主要设备选择结果见表15-8。

表15-8 10kV主要设备选择结果表
15.3.2.3 导体选择
（1）母线的载流量按系统规划要求的最大通流容量考虑，按发热条件校验。

（2）各设备引线按回路通过的最大电流选择导线截面，按发热条件校验。

主变进线侧导体按不小于主变额定容量1.05倍计算。

（3）110kV导线截面需进行电晕及电晕对无线电干扰校验。

（4）矩型母线同时还考虑短路情况下的机械应力校核。

导体选择计算结果见表15-9。

15.3.3 绝缘配合及过电压保护
15.3.3.1 避雷器的配置
避雷器的装设组数及配置地点，取决于雷电侵入波在各个电气设备上产生的过电压水平，实际工程中需要进行分析计算后确定；110kV 出线是否装设避雷器可根据国网相关规定，以及工程具体情况确定，本方案避雷
器配置如下：110kV 只装设母线避雷器，出线回路视工程具体情况确定是
否装设避雷器，主变进线不装设避雷器，35kV 侧在主变进线、母线上装设避雷器，10kV 侧在主变进线、母线上装设避雷器。

15.3.3.2 110kV 电气设备的绝缘配合
110kV 避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内110kV 避雷器制造水平来选型，其主要技术参数见表15-10。

击10kA 残压为基准，配合系数取不小于1.4。

110kV 电气设备绝缘水平参数的选择及保护水平配合系数见表15-11。

*：仅电流互感器承受截波耐压试验。

15.3.3.3 35kV 电气设备的绝缘配合
35kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，参照目前国内35kV避雷器制造水平来选型，其主要技术参数见表15-12。

35kV电气设备的绝缘水平按国家标准选取，有关取值见表表15-13。

15.3.3.4 10kV电气设备的绝缘配合
10kV避雷器选择无间隙氧化锌避雷器，其主要技术参数见表15-14。

10kV电气设备的绝缘水平按GB311.1-1997 《高压输变电设备的绝缘配合》的规定选取。

有关取值见表15-15。

15.3.3.7 直击雷保护和接地
（1）直击雷保护
变电站采用2根构架避雷针、两根独立避雷针构成联合保护网进行直击雷保护，保护主变压器、110kV及10kV设备及其连接导线。

（2）接地
变电站的接地装置设计与站址区域土壤电阻率、短路入地电流值有关，故对接地装置的设计不作推荐，具体工程可根据实际条件设计。

接地装置材料目前主要有铜材和镀锌扁钢，选材对接地电阻值几乎无影响，主要取决于土壤腐蚀性和接地装置的使用年限。

一般情况下，宜采用镀锌扁钢接地材料。

15.3.4 电气设备布置及配电装置
15.3.4.1 主变压器
主变压器采用三相有载调压变压器；主变压器构架高度取10m ，构架宽度取12m 。

15.3.4.2 110kV 配电装置
110kV 配电装置采用户外软母线普通中型布置，出线采用架空出线。

母线挂点高度取10m ，母线相间距离2.2m ；出线间隔宽度为8m ，导线相间距离2.2m ，边相设备至门型构架柱子中心线间的距离取1.8m ；分段间隔宽度为8.3m 。

15.3.4.3 35kV 配电装置
35kV 配电装置室布置在站区南侧，紧邻10kV 配电装置室，为单列开关柜布置；35kV 消弧线圈成套装置布置于站区中央#1主变与#2主变之间。

15.3.4.4 10kV 配电装置
10kV 配电装置室集中布置在配电装置楼一层，为双列开关柜面对面布置；电容器组布置于站区东北侧，消弧线圈接地变成套装置布置于站区东南侧，均为户外布置。

15.3.4.5 电气总平面布置
110kV 配电装置布置在站区的北侧；配电装置楼布置于站区南侧，单层布置，其中包含35及10kV 配电装置室和二次设备室，电容器组及消弧线圈接地变成套装置分别布置于站区东北侧和东南侧；站区中间布置主变压器。

15.3.5 站用电及照明 15.3.5.1 站用电
交流站用电系统采用三相四线制接线，为380/220V 中性点接地系统，由3面交流低压配电柜组成。

为提高供电可靠性，站用电系统采用单母线
分段接线，每段母线通过双电源自动切换开关（ATS）可由任一台站用变供电。

正常时，每台站用变各带一段母线，分列运行。

重要回路为双回路供电，全容量备用。

15.3.5.2 照明
变电站内设置正常工作照明和疏散应急照明。

正常工作照明采用380/220V三相五线制，由站用电源供电，在主控室和继电器小室设常明灯，出口处设自带蓄电池的应急照明指示灯。

主控室、通信机房等处照明灯具，采用节能荧光灯。

配电装置的照明采用高效节能投光灯照明，另在主控通信楼屋顶设置探照灯，作为检修和重点巡视时的照明。

15.3.6 电缆设施
电力电缆和控制电缆选择按照GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》选择。

电缆（光缆）主要沿电缆沟敷设，可视条件采用槽盒、桥架或支架敷设，光缆推荐采用防火槽盒或桥架敷设方式并辅以穿管敷设方式过渡。

电缆防火的措施是在屏柜下方，电缆竖井进出口，以及室外电缆沟每隔一定区段，采用耐火材料封堵。

15.4 二次系统部分
15.4.1 系统继电保护及安全自动装置
15.4.1.1 配置原则
15.4.1.1.1 110kV线路
（1）本方案变电站按中间变电站设计，110kV采用单母线分段接线；110kV线路根据系统需要配置一套完整的、独立的能反映各种类型故障的线路保护。

每回110kV转供线路、环网线及电厂并网线可配置一套纵联保护。

线路重合闸功能集成在线路保护装置中。

（2）采用保护测控一体化装置。

（3）线路保护装置直接采样、直接跳闸。

15.4.1.1.2 110kV母线
110kV单母线分段接线原则上不装设母线保护，除需要0秒切除母线故障的重要变电站单独配置母线保护。

本方案按110kV母线本期及远期均不配置母线保护设计。

15.4.1.1.3 110kV分段
(1)110kV分段断路器配置单套完整的、独立的断路器保护，具备瞬时和延时跳闸功能的充电及过电流保护。

(2)采用保护测控一体化装置。

(3)分段保护装置直接采样、直接跳闸。

15.4.1.1.4 网络记录分析装置
全站统一配置1套故障录波及网络记录分析装置，记录所有过程层GOOSE、SV网络报文、站控层MMS报文。

15.4.1.1.5 安全自动装置
不配置独立的低频低压减负荷装置，其功能由站控层监控主机实现。

15.4.1.2 对相关专业的要求
（1）对互感器及合并单元的要求
（1）采用常规互感器时，合并单元下放布置在智能控制柜或开关柜内。

（2）母线合并单元应接收至少2组电压互感器数据，并支持向其他合并单元提供母线电压数据，根据需要提供TV并列功能。

各间隔合并单元所需母线电压量通过母线电压合并单元转发。

（2）对智能终端的要求
（1）智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。

（2）智能终端采用就地安装方式，放置在智能控制柜或开关柜内。

（3）智能终端跳合闸出口回路应设置硬压板。

（4）智能终端应接收保护跳合闸命令、测控的手合/手分断路器命令及
隔离开关、接地开关等GOOSE命令；输入断路器位置、隔离开关及接地开关位置、断路器本体信号（含压力低闭锁重合闸等）；跳合闸自保持功能；控制回路断线监视、跳合闸压力监视与闭锁功能等。

（3）对压板设置的要求
除检修压板可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，满足远方操作的要求。

检修压板投入时，上送带品质位信息，保护装置应有明显显示（面板指示灯和界面显示）。

参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装，下装时应闭锁保护。

15.4.2 系统调度自动化
15.4.2.1 调度管理关系及远动信息传输原则
调度管理关系宜根据电力系统概况、调度管理范围划分原则和调度自动化系统现状确定。

15.4.2.2 远动通信装置
远动通信装置与站内自动化系统统一考虑。

15.4.2.3 电能量计量系统
应根据具体工程明确贸易结算用关口电能计量点和考核用关口电能计量点，配置相应的电能表计。

本方案按不设关口电能计量点进行设计。

全站配置一套电能量采集装置，以串口方式采集各电能表信息。

电能量计量主站系统通过电力调度数据网、专线通道或电话拨号方式直接与电能量采集装置通信，采集各电能计量表信息。

15.4.3 系统通信及站内通信
变电站通信部分设计主要内容应包含通信现状、通道要求、系统通信方案、通道组织、站内通信、供电电源、设备组屏等。

15.4.3.1 光纤通信系统
光纤通信电路的设计，应结合通信网现状、工程实际业务需求以及通信规划进行。

(1) 光传输设备配置
1）传输设备制式、容量、速率应按照各地市既定传输网络模式并结合各地市电力通信规划要求进行配置。

2）对于同一传输网络中新增加的站点的SDH（同步数字体系）设备，其型号应与原有设备保持一致，软件版本应保持兼容。

重要板卡（电源板、主控板、交叉连接板、时钟板等）宜冗余配置。

每套SDH设备应配置不少于2块2M接口板。

3）对于光纤链路的设备群路光口应采用1+1配置。

4）本站与调度端各配置一套PCM设备。

(2) 光缆建设
1）光缆纤芯类型宜采用G.652型光纤。

光纤芯数宜采用12～48芯。

2）进入变电站的引入光缆，应选择非金属阻燃光缆。

3）采用专用纤芯传输保护信号的线路，应适当增加光缆中的光纤配置芯数。

4）入城光缆和网、省、地共用光缆，应增加光纤配置芯数。

5）三回及以上线路、不同方向混架线路宜建设两根光缆，新建同塔多回输电线路应根据线路规划预留发展光缆。

15.4.3.2 电力线载波通信系统
对于偏远山区终端变，需架设40km以上光缆线路，经济效益差的情况下考虑采用电力线载波通信。

15.4.3.3 站内通信
110kV变电站内不设系统调度程控交换机。

变电站调度及行政电话由调度运行单位直接放小号方式解决。

根据具体情况考虑安装一部电信市话。

15.4.3.4 综合数据通信网设备
110kV变电站可根据需求及通道条件配置1套数据通信网接入设备，按照各地市数据通信网的统一建设原则和拓扑结构，利用站内传输系统组
织通道或裸光纤就近接入数据通信网骨干节点，用于通信设备的监控及其他各种信息的接入。

设备按各地市统一体制选型。

15.4.3.5 通信设备布置
110kV变电站通信设备宜与二次设备统一布置，不设独立的通信机房。

通信设备屏位应按变电站终期规模考虑，可设4个屏（柜）位，且宜集中布置。

15.4.3.6 防雷与接地
(1) 通信设备的防雷和过电压能力应满足DL548《电力系统通信站防雷运行管理规程》的要求。

(2) 通信设备保护接地与工作接地合用一组接地体。

(3) 通信设备各直流电源的正极，在电源设备侧应直接接地，直流馈电线应屏蔽，屏蔽层应两端接地。

15.4.3.7 通信线缆敷设
(1) 通信音频电缆、电话线沿电缆竖井、电缆夹层、吊顶、电缆沟敷设。

暗敷、室内明敷、特殊地段的缆线需穿HDPE管或镀锌钢管。

(2) 进站引入光缆全线穿阻燃HDPE敷设，多条光缆宜采用不同路由的电缆沟进入二次设备室。

(3) 保护采用专用光纤芯方式时，所用纤芯宜由通信光纤配线架配线引接。

15.4.3.8 站内综合布线
根据运行管理部门和各专业的需求，可在站内进行统一的综合布线。

信息点的布置应根据运行部门和各专业的实际需求确定。

15.4.4 变电站自动化系统
15.4.4.1 主要设计原则
（1）变电站自动化系统的设备配置和功能要求按无人值班模式设计。

（2）采用开放式分层分布式网络结构，逻辑上由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成。

站控层设备按变电站远期规模配置，间隔层设备按工程实际规模配置。

（3）站内监控保护统一建模，统一组网，信息共享，通信规约统一采用DL/T860，实现站控层、间隔层二次设备互操作。

（4）变电站内信息具有共享性和唯一性，变电站自动化系统监控主机与远动数据传输设备信息资源共享。

（5）变电站自动化系统完成对全站设备的监控。

（6）变电站自动化系统具有与电力调度数据专网的接口，软件、硬件配置应能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。

（7）向调度端上传的保护、远动信息量执行现有相关规程。

15.4.4.2 监控范围
无人值班变电站要求调度端能全面掌握变电站的运行情况。

自动化系统的监控范围按照DL/T 5103-1999《35~110kV无人值班变电所设计规程》执行，并在其基础上增加交直流一体化电源系统的重要馈线开关状态。

15.4.4.3 系统构成
变电站自动化系统应符合DL/T860标准，在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层组成。

站控层由监控主机、远动通信装置、网络打印机等设备构成，提供站内运行的人机联系界面，实现管理控制间隔层、过程层设备等功能，形成全站监控、管理中心，并与远方监控/调度中心通信。

间隔层由保护、测控、计量等若干个二次子系统组成，在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。

过程层由合并单元、智能终端等构成，完成与一次设备相关的功能，包括实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。

15.4.4.4 系统网络
（1）站控层网络
站控层设备通过相关网络设备与站控层其他设备通信，与间隔层网络通信，传输MMS报文和GOOSE报文；站控层网络宜采用单星形以太网络。

（2）间隔层网络
间隔层设备通过相关网络设备与本间隔其他设备通信、与其他间隔层设备通信、与站控层设备通信；可传输MMS报文和GOOSE报文；变电站间隔层网络宜采用单星形以太网络。

（3）过程层网络
过程层设备通过相关网络设备完成间隔层与过程层设备、间隔层设备之间以及过程层设备之间的数据通信；可传输SV报文和GOOSE报文。

15.4.4.5 系统软件
110kV变电站监控主机采用UNIX或LINUX操作系统。

15.4.4.6 系统功能
自动化系统实现对变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制、断路器合闸同期等功能，并具备遥测、遥信、遥调、遥控全部的远动功能和时钟同步功能，具有与调度通信中心交换信息的能力。

具体功能要求按DL/T 5149-2001《220~500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程》执行。

（1）五防闭锁功能
通过计算机监控系统的逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。

本站为户外AIS变电站，配套设置就地锁具。

变电站远方、就地操作具有闭锁功能，本间隔的闭锁回路宜采用电气闭锁接点实现。

（2）远动功能
远动信息的直采直送是保证调度中心掌握电网整体运行状况的重要原则。

远动通信设备需要的运行状态数据应直接来自间隔层的保护测控一体化装置等设备，并且通过站控层网络作为传输通道，直采直送要求远动通信设备与站内监控设备无关。

（3）信号采集
自动化系统的信号采集按照DL/T 5149-2001《220~500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》执行。

（4）顺序控制
自动化系统实现准确的数据采集，包括变电站内所有实时遥信量（断路器、隔离开关、接地开关等）的位置，所有实时模拟量（电流、电压、功率等），以及其他辅助的遥信量。

顺序控制功能应具有防误闭锁、事件记录等功能，应采用可靠的网络通信技术。

（5）智能告警及故障信息综合分析决策
应建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，实现对故障告警信息的分类和信号过滤，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见。

告警信息宜主要在厂站端处理，以减少主站端信息流量，厂站可根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警信息。

（6）支撑经济运行与优化控制
综合利用变压器自动调压、无功补偿设备自动调节等手段，支持变电站系统层及智能调度技术支持系统安全经济运行及优化控制。

系统可提供智能电压无功自动控制（VQC）功能，可接收调度主站端或集控中心的调节策略，完成电压无功自动控制功能。

调度主站端或集控中心可以对厂站端的VQC 软件进行启停、状态监视和策略调整的控制。

系统可提供智能负荷优化控制功能，可根据预设的减载策略，在主变压器过载时自动计算出切负荷策略，或接收调度主站端或集控中心的调节目标值计算出切负荷策略，并将切负荷策略上送给调度主站端或集控中心确认后执行。

调度主站端或集控中心可以对厂站端的智能负荷优化控制软
件进行启停、状态监视和调节目标值设定的控制。

15.4.4.7 设备配置
15.4.4.7.1 站控层设备配置
站控层设备包括监控主机、远动通信装置以及打印机等。

监控主机、远动通信装置均按单套配置，取消各装置柜上的打印机，在自动化系统站控层设置网络打印机。

15.4.4.7.2 间隔层设备配置方案
（1）110kV每回线路配置1套保护测控一体化装置。

（2）110kV分段间隔配置1套保护测控一体化装置。

（3）主变电量保护按双套配置，每套保护包含主、后备保护功能和测控功能，为一体化设备。

主变非电量保护单套配置，采用主变非电量保护及本体智能终端一体化设备。

（4）35kV、10kV采用保护、测控、计量多合一装置，单套配置。

（5）110kV两段母线PT配置测控装置1套；35kV两段母线PT配置测控装置1套，就地安装；10kV每台主变的母线PT配置测控装置1台，就地安装。

（6）10kV及35kV母分备投由保护测控一体化装置实现。

15.4.4.7.3 过程层设备配置
（1）合并单元及智能终端
1）主变压器各侧配置双套合并单元、智能终端一体化装置；
主变本体配置2套合并单元；同时，配置1套主变非电量保护集成本体智能终端的一体化设备。

2）110kV线路配置单套合并单元、智能终端一体化设备。

3）110kV分段间隔配置单套合并单元、智能终端一体化设备。

4）每段110kV母线配置单套合并单元、智能终端一体化设备。

5）除主变中、低压侧间隔外，其余35kV、10kV间隔均不配置合并单元和智能终端。

（2）智能控制柜
1）就地智能控制柜按间隔进行配置。

2）每回110kV侧间隔宜配置1面智能控制柜，每面智能控制柜内包含合并单元、智能终端一体化装置。

3）主变本体配置一面智能控制柜，柜内含主变非电量保护及本体智能终端一体化设备，以及主变本体合并单元。

15.4.4.7.4 网络通信设备
（1）站控层网络交换机
站控层网络宜采用单套星形以太网络。

本期及远期配置1台站控层交换机（24电口，4光口）。

（2）间隔层网络交换机
间隔层网络宜采用单套星形以太网络。

110kV线路、主变本期及远期共配置1台间隔交换机(24电口，2光口)。

35kV本期及远期共配置1台间隔层交换机（24电口，2光口）。

10kV本期配置2台间隔层交换机，远期共配置3台间隔层交换机（24电口，2光口）。

（3）过程层网络交换机
过程层采用单套星形以太网络，SV采样网和GOOSE共同组网。

10kV 及35kV部分不设置过程层网络，采用常规接线。

每台主变配置1台交换机，每两回110kV线路间隔配置一台交换机，均采用16光口百兆交换机。

110kV分段不单独配置交换机，110kV分段过程层及间隔层设备接入过程层中心交换机，过程层中心交换机与110kV分段保护测控装置共同组柜。