本溪66kv后塔智能变电站初步设计 设计报告

66kV后塔变电站新建工程初 步 设 计66kV后塔变电站新建工程初 步 设 计批 准：审 核：编 制：初步设计文件总目录第1卷 设计说明书及附图 第一册 说明书第二册 图纸 第2卷 主要设备及材料清册第3卷 设计概算书第4卷勘察报告66kV后塔变电站新建工程初 步 设 计第1卷 设计说明书及附图电力工程设计甲级证书 证书编号:A121000042 辽 宁 电 力 勘 测 设 计 院 二O一O年四月 沈阳 说明书目录1 总的部分11.1 概述11.2 所址概况21.3 主要技术原则21.4 技术经济指标32 电力系统部分32.1 电力系统32.2 通信部分53 电气部分53.1 建设规模73.2 电气主接线73.3 短路电流及主要设备选择73.4 电气设备布置及配电装置93.5 过电压保护和接地103.6 所用电及照明113.7 所用电监测系统113.8 电气二次及远动部分123.9 变电站在线监测系统124 土建部分124.1 概述254.2 所区总布置与交通运输264.3 建筑274.4 结构284.5 采暖通风285 水工部分295.1 所区自然条件295.2 供水方案及给水系统295.3 排水系统306 消防部分306.1 概述306.2 消防给水207 环境保护307.1 变电所污染防治措施307.2 变电所绿化规划设计308 劳动安全卫生318.1 防火、防电伤318.2 防暑、防寒318.3 结论319. 投资估算及经济分析1 总的部分1.1 概述1.1.1 设计依据（1）本院出版的66kV后塔变电站新建工程可行性研究报告。（2）与本溪供电公司基建部签订的设计委托书。（3）110（66）kV220kV智能变电站设计规范 Q/GDW393-2009（4）35kV110kV无人值班变电所设计规程DL/T 5103-1999（5）导体和电器选择设计技术规定（DL/T5222-2005）1.1.2 工程建设的必要性及规模（1）本溪市南芬区思山岭乡位于220kV南芬一次变和220kV兴安一次变之间，与桥头镇接壤，现在由66kV桥头二次变电所10kV桥思线供电，负荷中心供电半径约10公里。66kV桥头二次变电所容量（220MVA），由220KV兴安一次变66KV兴南线供电，现有负荷12MVA，负载率30%。虽然暂时还有剩余，但66kV桥头变电所主要为正在建设的桥北工业园区准备的，另外，由于规划的思山岭工业园区中心位置距离桥头变电所约10公里距离，仅有一条10KV线路供电，无论是供电容量还是电能质量都满足不了该地区负荷增长的要求。为解决该地区的供电问题，需在该地区建设一座66kV变电所（暂名66kV后塔变电所）。（2）拟建的66kV后塔变电所终期规模66kV架空进线2回，线路变压器组接线，有载调压变压器2台，单台容量为40MVA。终期2回66kV进线，安装2台40MVA主变压器。20kV侧终期出线12回，单母线分段接线，2组容量为6000kVar的无功补偿装置。1.1.3 设计范围及配合分工1.1.3.1设计范围66kV后塔变电所规划红线以内的本期工程全部生产及辅助生产、生活建构筑物；生产、生活用水和消防设施；采暖通风、照明设计；所内通信部分设计；延伸至规划道路的进所道路部分设计；本工程涉及的系统变电所改造部分设计；编制相关工程概算。1.1.3.2变电所与线路的分界点： 66kV配电装置以66kV架空进线到所内构架为界。 1.1.3.3 66kV送电线路部分设计见66kV后塔变电站新建工程初步设计，其投资单独形成概算。1.2 所址概况1.2.1 所址地理位置所址位于思山岭乡三道河子村头东南方向，距离村子1.2公里，在沈丹G30421公路旁边，地势相对平坦，地质条件较好，交通运输方便，距离负荷中心2公里, 距离66kV南芬一、二号线T接点约4.7公里，66kV进线及20kV配出线均易实现。变电站进站道路由东引接，路面宽度5.0m,进站道路与引接公路相接处转弯半经为6m。1.2.2 变电所位于工业区，对噪音和外观无特殊要求。根据地区规划，66kV线路采用架空进线，20kV线路采用电缆出线。1.2.3 供水及防洪排水变电所所址标高高于五十年一遇洪水位。变电所周围地区规划中已整体考虑了地区的防洪涝及排水措施。1.2.4 水文气象条件平均年降水量622.9mm，年最多降水量970.2mm。最高温度38.1,最低温度-21.1。历年最低气温月的最低平均气温为13.0。历年最低气温月的平均气温为8.5。最大风速月的平均气温为9.7，4月。冬天主导风向为偏北风。夏天主导风向为偏南风。 最大风速33.3m/s。设计风压0.6kN/m2。 设计雪压0.3kN/m2。最大积雪厚度:0.37m。 平均雷暴日：19.7天。1.3 主要技术原则1.3.1 66kV采用架空进线，66kV开关设备采用GIS，66kV主变采用三相自冷式有载调压变压器，20kV侧设备采用金属铠装高压开关柜。1.3.2变电站布置参照国家电网公司输变电工程66kV典型设计。该变电站为智能变电站。1.3.3 采取必要措施保证变电所噪音、污水等不对环境造成影响。1.3.4 采取必要措施防火、防电伤、防暑、防寒。1.4 技术经济指标表1.4 主要技术经济指标序号项 目 名 称单 位数 量技术经济指标1概算总投资万元元/kVA2无功补偿装置万元元/kVar3智能机房体积（面积）m2904所区内总建筑面积m2230.65所区占地面积ha21396绿化面积m27总占地面积、进所公路占地面积m21808钢材、水泥、木材三材消耗量t或m29土石方量；挖方量、填方量m32 电力系统部分2.1 电力系统2.1.1 系统现状及近期发展2.1.1.1系统现状本溪市南芬区思山岭乡位于220kV南芬一次变和220kV兴安一次变之间，与桥头镇接壤，现在由66kV桥头二次变电所10kV桥思线供电，负荷中心供电半径约10公里。桥头二次变电所容量（220MVA），2005年增容改造成现在规模，由220KV兴安一次变66KV兴南线供电，现有负荷12MVA，负载率30%。虽然暂时还有剩余，但变电所主要为正在建设的桥北工业园区准备的，另外，由于规划的思山岭工业园区中心位置距离桥头变电所约10公里距离，仅有一条10KV线路供电，无论是供电容量还是电能质量都满足不了该地区负荷增长的要求。2.1.1.2地区近期电网规划根据电网规划及电力负荷增长趋势，同时为适应电力系统发展和电网安全可靠要求，本溪供电公司已经在“十一五”规划中将新建66kV后塔变电所列入发展规划，计划本期容量为80MVA，终期容量为80MVA。2.1.1.3变电所在系统中的作用66kV后塔变电所为终端负荷变电所，专为南芬区思山岭地区工业园项目供电。2.1.2 负荷预测及接网方案2.1.2.1负荷预测根据本溪市南芬区政府提供的用户负荷统计得知，本溪市南芬区思山岭地区近期将新增铁矿、铜矿等4家企业，所需负荷共计：40 MW南芬区思山岭地区新增负荷如下：企业名称生产量/年所需负荷（MW）后塔铁矿200万吨/年20思山岭铜矿50万吨/年10黄柏峪铜矿5星光硅质600吨浮法玻璃/日5合计40根据南芬区思山岭地区工业园区经济发展规划，该区域的分年度负荷预测如下表所示：年 份2009年2010年2011年2012年2020年负荷预测（MW）1020354580从以上负荷预测可以看出，南芬区思山岭地区随着工业区的上马，电力需求增长迅猛，目前该地区仅有的一条10kV线路是满足不了要求的，必须尽早立项，新建66kV变电所。2.1.2.2变电所接入系统方案接网方案首先考虑应充分利用现有的网络系统，在满足可靠性、经济性的前提下就近接入66kV电网，其次应服从于电网发展规划，对现有网架不应有所削弱。根据本溪市南芬思山岭地区电网现状及拟建66kV后塔变电所所址位置，兼顾地区电网规划，做如下考虑：利用原66kV南芬一、二号线路径改建大截面导线线路，然后新建T接线路到新建的66kV后塔变电所。2.1.3主变压器容量及调压方式选择66kV后塔变电所本期及终期主变压器选用2台SZ11 -40000/66/21三相双绕组有载调压自冷变压器，变比为6681.25%/21kV。2.1.4无功补偿选择根据国家电网 2004435号文件“国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则的通知”要求，变电站容性无功补偿装置以补偿变压器无功损耗为主，在一般情况下，容性无功补偿装置的容量按主变压器容量的10%-30%配置，本工程按15%取值。由于66kV后塔变电所装设2台40MVA变压器，所以本变电所装设2组电容器组，容量均为6000kVar，为抑制合闸涌流及谐波，电容器组配置电抗率为5%的电抗器。2.1.5中性点接地方式2.1.5.166kV系统中性点接地方式本溪地区的66kV系统采用经消弧线圈接地的方式，均采用在220kV变电所主变中性点集中补偿的方式，本工程66kV中性点侧不设置补偿装置。2.1.5.2 20kV中性点接地方式和参数要求20kV为电缆出线到第一级配电杆。20kV出线按架空方式敷设，架空线长度按3km计算，架空线总长度36km。根据计算求得总电容电流约为4.6A,小于电容电流规定值（10A），故不考虑装设20kV消弧线圈。2.1.6系统保护配置方案 本期新建66kV线路在220kV兴安一次变电所及220kV南芬一次变电所侧均采用微机保护，作为终端的66kV后塔变电所66kV侧不设保护装置。2.2 通信部分2.2.1工程概况66kV后塔变电所由本溪供电公司调度指挥，集控中心操作。根据35kV110kV无人值班变电所设计规程，66kV后塔变电所应设置满足继电保护、远方监控和通话的通信通道的需要。根据变电所址选择，通信系统接网方案如下：利用本工程66kV南芬一、二号线原路径改造的机会，从220kV兴安一次变到220kV南芬一次变全线架设OPGW24B1光缆，再利用新建的66KV后塔分支线路从66kV南芬一、二号线分支点到66KV后塔变电所一路架设地线OPGW24B1光缆，另一路架设光纤复合架空相线OPPC-24B1光缆将66kV后塔变电所通信设备接入中兴南环通信网。本工程拟在新建66KV后塔变电所新增一套双光板光通信设备，并通过本工程架设的光通道，将设备接入兴安变、南芬变地区通信网(中兴南环ZXMP-S385/622M)系统，以便将数据信息传送到卧龙集控中心，完成数据通信和话路传输。变电所安装一部IP电话，利用当地通信资源为该变电所提供一路外线电话用于调度联系。 2.2.2 设备配置及机房2.2.2.1光传输 由于接入的原通信系统为中兴622M设备组成，为保证原系统的完整性、统一网管和运行维护方便，建议光传输设备仍采用中兴622M设备。66KV后塔变配置一套622M双光板光传输设备，光传输设备含机柜。在220kV兴安变、南芬变各增加一块622M光板，形成后塔变接入通信系统。2.2.2.2综合数据网由于省公司信通分公司的综合数据网二期已覆盖到66KV变电站，本工程中配置相同的数据网设备一套，安装于传输设备机柜内。2.2.2.3 通信电话在本工程中配置一台IP电话，接入卧龙集控中心；另安装一部外线电话。2.2.2.4通信电源 66kV后塔变电所不再配置独立通信电源，通信电源共用变电所电源，本工程为通信配置AC/DC-50A/48V 和DC/DC-50A/48V电源变换器各一套，安装在变电站内的直流与交流屏内。并在通信传输机柜内对应配置直流输出端子排。2.2.2.5通信通道配线架本工程在新建66kV后塔变电所配置一个综合配线架，内含光纤、数字和多媒体配线模块，分别为：24芯/16系统/24回。在220kV兴安变、220kV南芬变各增加一块24芯ODB接口板。2.2.2.6通信机房及通信屏66kV后塔变电所的通信设备与其他设备一同布置于主控室。通信设备的保护接地、防雷击和过电压保护措施应符合电力行业标准DL584的有关规定。由于通信设备与保护监控设备一同安装同一主控室内，对通信设备屏体单独要求，屏体尺寸：高 2260 mm，宽 800 mm，深 600 mm，屏体颜色： 北京红狮浅灰502。屏门均采用内嵌式门，即门与屏体在同一平面。屏眉高60 mm，屏体底座高60 mm，后门对开，前门单门透明式，门锁、把手隐藏式。 2.2.3本工程需要将本溪地区通信系统网管进行升级。2.2.4 通信线路（具体见线路光缆设计）本工程利用220kV南芬一次变和220kV兴安一次变间的联络线66kV南芬一、二号线架设OPGW光缆22公里，光纤芯数选用24芯；利用66kV后塔分线路到66kV南芬一、二号线T接点42#塔架设双OPGW光缆4.6公里，光纤芯数选用24芯。22kV兴安变、220kV南芬变、66kV后塔变二侧终端塔引入室内光缆选用ADSS。 3 电气部分3.1 建设规模终期66kV架空进线2回。终期安装2台SZ11 -40000/66/21三相双绕组有载调压自冷变压器，单台容量为40MVA。终期20kV出线12回。终期安装2组容量为6000kVar的无功补偿装置。3.2 电气主接线66kV侧本期及最终规模为2回66kV架空进线，2台40MVA主变。采用线路变压器组接线方式。66KV设备与主变采用油气套管连接。主变低压侧采用封闭母线桥连接。20kV侧本期及最终规模为。12回20kV出线，单母线分段接线。3.3 短路电流及主要设备选择3.3.1短路电流计算220kV系统参数依据2009年度本溪地区系统运行参数，66kV系统按2010年地区发展规划考虑。依据有关部门提供的系统参数：220kV南芬一次变66kV母线最大运行方式下的标幺阻抗为:X*XT=0.055，220kV南芬一次变至66kV南芬一、二号线T接点线路长约为11.7km; 220kV兴安一次变66kV母线最大运行方式下的标幺阻抗为:X*XT=0.0778，220kV兴安一次变至至南芬一、二号线T接点线路长约为9.7km。南芬一、二号线T接点至后塔变电所线路长约为4.6km.按要求SZS11-40000变压器的Ud%=9,短路计算结果如下:66kV后塔变电所220kV由兴安一次变供电时，短路电流计算结果如下表短路位置66KV主变一次侧20KV母线侧兴安系统最大运行方式最大运行方式最大运行方式短路容量 S”(MVA)655MVA376 MVA短路电流有效值 I”(KA)6.01kA10.33kA短路冲击电流有效值 Ich(KA)10.8kA18.63kA短路冲击电流峰值 ich(KA)15.3kA26.34kA66kV后塔变电所由220kV南芬一次变供电时，短路电流计算结果如下表短路位置66KV主变一次侧20KV母线侧南芬系统最大运行方式最大运行方式最大运行方式短路容量 S”(MVA)719.5MVA378 MVA短路电流有效值 I”(KA)6.6kA10.4kA短路冲击电流有效值 Ich(KA)11.88kA18.76kA短路冲击电流峰值 ich(KA)16.8kA26.52kA3.3.2依据导体和电器选择设计技术规定（DL/T5222-2005）进行选择，额定电流按允许电流选择，短路开断电流按设备的水平和短路电流水平选择。66kV开关设备的短路电流水平按31.5kA选择，20kV开关设备的短路电流水平按31.5kA选择。1) 主变压器选择主变容量40MVA，三相双绕组、有载调压，冷却方式为自冷，变比为6681.25%/21kV,阻抗电压为Uk9%，接线组别：Yd11。2) 66kV设备选择66kV主一次设备采用组合电器（GIS），额定电压72.5kV，1250A-31.5kA。a)66kV断路器参数为额定电流1250A，开断电流31.5kA，额定电压72.5kV，配弹簧操作机构。b)采用GIS安装的罗氏线圈电子式互感器和电容分压的电子式电压互感器。c) 隔离开关参数为额定电流1250A，额定短时耐受电流31.5kA（4s），额定电压72.5kV。 d) 接地开关参数为热稳定电流31.5kA（4s），额定电压72.5kV。3）20kV设备选择 20kV配电装置选用金属铠装高压开关柜。a)20kV主二次及分段断路器选用2000A-31.5kA型真空断路器, 配弹簧操作机构。b)20kV配出线间隔断路器选用1250A-31.5kA型真空断路器，电容器间隔断路器选用1250A-31.5kA型真空断路器，配弹簧操作机构。c) 20kV母线：按允许电流选用1TMY-10010矩型母线，当环境温度为40时，允许通过的持续电流为2194.6A(水平放置)，动热稳定均满足要求.d)所用变选用SCB20-50kVA 2122.5%/0.4kV型。e) 无功补偿装置：站内安装2组20kV电压等级户外箱式可调并联电容器，容量为6000kVar，电容器型号为BFMH21/33W，电容器组配置电抗率为5%的干式铁芯串联电抗器。接线方式为单星型接线，布置在户外，电容器、电抗器、避雷器、放电线圈、其它附属设备均由电容器厂家成套供应。3.4 电气设备布置及配电装置3.4.1变电所布置要求根据规划要求，变电所进线需采用架空进线，20KV出线采用电缆出线到终端配电杆。变电所处于工业区，对噪音无特殊要求，可以采用户外布置方案。根据地区污秽等级划分图，66kV后塔变电所处于级污秽区，本变电所户外电气设备的爬电距离按级污秽考虑，户内电气设备的爬电距离按级污秽考虑。3.4.2 各级配电装置型式选择66kV设备及20KV电容器采用户外布置；20kV配电装置采用户内布置。3.4.3电气设备总平面布置方案本变电站主体按一层布置：一层主要布置20KV配电装置、二次设备等。户外主要布置66KV配电装置（GIS）、主变及电容器等。所内设环形运输道路。3.4.4本变电所按终期规模一次建成。3.4.5电气设备的抗震措施按7级考虑。3.5 过电压保护和接地3.5.1 防雷过电压保护3.5.1.1直击雷保护66kV后塔变电所安装2支30米避雷针，经验算可以满足变电所防直击雷保护的要求。3.5.1.2过电压保护在66kV线路进线侧装设2组避雷器。3.5.2变电站主接地网以水平接地体为主，垂直接地体为辅，接地电阻要求小于4，接地装置拟采用石墨接地极，深埋接地极的方式,在做基础时需将地下部分的接地网埋设好。接地引线采用505镀锌扁钢，在配电室适当位置处留出试验接头位置，电缆沟内的电缆支架均应接地，接地线敷设方式沿墙明敷或沿地面暗敷。另根据“继电保护专业重点实施要求二次回路与抗干扰”的要求，敷设独立的二次保护接地网，微机保护接地由主接地网经铜接地带单独引至。所有电气设备、电缆外皮等均与主接地网可靠连接。设备与主接地网接地不少于2点。水平主接地网埋深0.8m。3.6 所用电及照明3.6.1所用电交流系统交流所用电系统采用三相五线制380/220V中性点接地，动力和照明共用的供电方式。所用电系统采用单母线分段接线。所内主要负荷有所内照明、直流电源、通信电源、保护、远动、动力检修电源、消防、通风等。所用变选用2台容量为50kVA，额定电压为21/0.4kV干式电力变压器3.6.2所用电照明系统3.6.2.1变电所照明系统由工作照明和事故照明两部分组成，工作照明由所用变交流屏供电，事故照明由直流屏供电，不设事故照明切换装置。3.6.2.2依据火力发电厂和变电站照明设计技术规定DLGJ56-95的规定，场地采用低布置投光灯，智能机房、20KV配电装置室采用荧光灯。3.6.3所用电直流系统66kV后塔变电所选用GM-200Ah蓄电池，配高频充电电源屏，直流配出屏，通信电源AC-DC50A48V、DC-DC50A48V模块，电力专用逆变电源模块5KVA。3.7所用电电源检测系统采用智能化电源检测系统，具有完善的保护、在线自诊断、绝缘检测、直流接地巡检及微机蓄电池自动巡检等功能。系统将直流控制电源、电力专用UPS电源、电力专用逆变电源（INV）和通信专用AC-DC、DC-DC变换器统一设计组合为一体，通过统一的智能网络平台，实现变电站交流控制电源的集中供电和统一的监控管理，进而实现在线的状态检测。共享直流操作电源的蓄电池组，取消传统UPS和通信电源的蓄电池组和充电单元，共享监控单元，采用DL/T860统一与站控层交换信息，实现对交直流控制电源全参数透明化管理。 站用电源系统监控示意图3.8 电气二次及远动部分3.8.1 二次设备配置本变电所采用保护测控一体化设计，66kV线路不设保护装置，主变高压侧保护集中组屏安装于智能机房内，变压器本体保护智能终端现场就近安装。20kV低压侧保护安装于高压设备开关柜中。3.8.2 继电保护及自动装置配置3.8.2.1 66kV保护本变电所为终端负荷变电所，66kV接线采用线路变压器组接线，66kV侧不设置保护。3.8.2.2主变压器保护a)主保护1)差动速断保护2)二次谐波制动复式比率差动保护b)开关量保护1)主变压器本体重瓦斯保护。瓦斯继电器双接点引入，仅一个接点动作时，只发信号，双接点同时动作时跳闸并发信号。2)主变压器有载调压重瓦斯保护，动作于跳闸或信号。3)主变压器本体轻瓦斯保护，动作于信号。4)主变压器压力释放，动作于信号。5)主变压器本体油位异常，动作于信号。6)主变压器有载调压油位异常，动作于信号。7)主变压器温度高动作于信号。c)后备保护1)配置主变后备高、低压侧复合电压闭锁过电流保护。设定两个时限，分别跳主一次、主二次及20KV分段断路器。2)过负荷信号。3.8.2.3 20kV配出线保护1)三段定时限过流保护；三段由控制字控制实现反时限过流或定时限过流保护；2）三相一次自动重合闸，不对应起动方式及电流保护动作后启动重合闸，手动跳闸，遥控跳闸，低周减载、过负荷减载等均应闭锁重合闸；3.8.2.4 20kV电容器保护 1)过电压保护，采用AB、BC、CA相间电压，作用于跳闸； 2)低电压保护，采用AB、BC、CA相间电压作用于跳闸； 3)三相式限时电流速断保护动作于跳闸；4)三相式过电流保护动作于跳闸。5)零序不平衡电压保护，作用于跳闸； 3.8.2.5 20kV分段开关保护 a)定时限速断保护b)定时限过流保护c) 过电流保护注：分段保护在分段开关投入后10秒内自动退出。3.8.2.6母线保护配置：本变电所不配置母线保护。3.8.2.7低频减载、低频低压解列、小电流接地选线配置：本变电所不设置专用的小电流接地选线装置及低频减载、低频低压解列装置。3.8.2.8备自投装置： 1）采用网络分布式方式实现站内备自投功能。不设置独立备自投装置，其功能分布于分段保护装置及相应进线间隔的保护装置中。2）主变互投：2条进线判断本进线的有压无压、有流无流信息，将判断结果以GOOSE信息传送给另一条进线，综合判断后实现自投。3）20kV分段自投：2台主变低压侧保护装置判断本进线的有压无压、有流无流信息，将判断结果以GOOSE信息传送给分段保护装置，由分段装置进行综合逻辑判断后实现自投。3.8.3监控系统3.8.3.1 微机监控系统本工程根据智能变电站的要求，将实现以下关键技术：1）电子互感器研究及应用，促进电子互感器与一次设备的组合集成。2）网络结构和交换机优化和应用，在保证网络安全可靠性的同时，降低寿命周期总体费用；3）智能终端、合并单元集成一体化技术研究及应用；4）智能变电站时钟同步技术研究及应用；5）基于DL/T860技术的系列保护测控一体化装置应用。6）整站建立在DL/T860通信技术规范基础上，按分层分布式来实现智能变电站内智能电气设备间的信息共享和互操作性。从整体上分为三层：站控层、间隔层和过程层。a)站控层与间隔层保护测控等设备采用DL/T860.1通信协议。b)间隔层与过程层合并单元采用DL/T860.92网络通信协议。c)间隔层与过程层智能终端采用GOOSE通信协议。GOOSE与SMV合并组网。后塔变系统结构示意图3.8.3.1.1 监控系统的硬件构成本工程采用测控一体化设计，监控系统分为站控层设备、间隔层设备过程层设备。间隔层设备为各间隔的测量及保护单元。过程层设备为采集数字信息、控制信息的执行单元。变电站层设备主要包括操作工作站1套、在线分析主站1套、远动通信管理单元2套、网络设备1套、打印机1台、GPS2台等设备。3.8.3.1.1.1主站系统配置方案站控层设备包括监控主机、远动通信单元、网络设备及打印机等，完成站内监控功能，为变电站提供运行、管理、工程配置的界面，并记录站内所有相关信息。站控层配置符合DL/T860标准的监控、远动系统。监控系统集成工程师站、VQC、五防一体化、小电流接地选线等功能，实现智能变电站信息平台统一化和功能集成化。站控层采用星型100M电以太网，智能机房与20kV开关小室间交换机通过光纤进行级联。3.8.3.1.1.2间隔层、过程层设备配置方案间隔层设备主要包括保护装置、智能控制装置以及其他智能设备。站内主变保护测控装置、电度表及公用装置集中组屏安装于主控室，20kV保护测控装置、电度表就地安装于开关柜内。过程层设备包括电子互感器、综合智能单元（合并单元、智能终端一体化）设备等。过程层使用100M光纤以太网，传输介质选用光纤。过程层单网配置1台光纤接口交换机完成2台主变的数据采集和传输；SMV采样值数据与GOOSE数据共用一个过程层网络传输。20kV设备就地安装，不再配置过程层网络，其GOOSE信息与站控层MMS信息共网传输。3.8.3.1.1.3线变组间隔1）线变组接线66kV进线不配置保护、测控装置。2) 主变间隔按主保护、高后备、低后备原则配置，后备按保护、测控一体化原则配置，1台主变的保护测控装置集中组成一面屏。3）装置提供独立的站控层和过程层通讯接口，站控层具备2个100M电以太网口，与站控层系统采用DL/T860.1标准通讯；过程层具备24个100M光纤以太网通讯口，支持DL/T860.92和GOOSE规约。装置通过网络完成遥信信息的接入、跳合闸命令的开出以及间隔间信息交互。4）主变高压侧采用罗氏线圈电子式电流互感器，母线采用电容分压电子式电压互感器，输出采用数字量。配置主变综合智能单元（集成合并单元和智能终端功能），接收主变高压侧电流、电压互感器的光纤数据和采集主变高压侧开关、刀闸位置，综合处理后以DL/T860.92和GOOSE规约向主变保护、测控、电度表等设备提供采样值和开入量。同时，综合智能单元从过程层网络上接收主变保护、测控装置的跳闸和控制命令，实现对高压侧一次设备的控制。综合智能单元与控制室保护间通过光纤通讯，设备安装于TGIS汇控柜内（汇控柜需具备温湿度自动控制功能）。5）主变低压侧配置电流、电压一体化的电子式互感器（罗氏线圈原理），输出采用小信号模拟量。配置主变综合智能单元（集成合并单元和智能终端功能），接收主变低压侧组合式互感器的小信号模拟量数据和采集主变低压侧开关、刀闸位置，综合处理后以DL/T860.92和GOOSE规约向主变保护、测控、电度表等设备提供采样值和开入量。同时，综合智能单元从过程层网络上接收主变保护、测控装置的跳闸和控制命令，实现对低压侧一次设备的控制。综合智能单元与控制室保护间通过光纤通讯，设备安装于主变低压侧开关柜内。6）66kV采用线变组接线，每条进线采用各自的电压互感器数据，无需电压并列。20kV采用组合式互感器，电压取自主变低压侧本间隔，不再设置母线电压互感器。7）主变本体配置本体智能终端，完成主变非电量保护功能和档位采集、调节，以及主变温度的采集。本体智能终端就地安装于主变本体户外柜内。8）合并单元DL/T860.92数据与智能终端GOOSE数据共网传输。线变组设备连接示意图3.8.3.1.1.4 20kV间隔1）20kV出线、电容、分段间隔配置保护测控一体化装置，就地安装于开关柜中。所变采用熔断器开关，不再配置保护测控装置。2）各间隔配置三相电流、电压一体化的电子式互感器（罗氏线圈原理），输出小信号模拟量，采用航空插头和屏蔽电缆直接接入就地保护测控装置和电度表。各间隔的电流、电压信息均从本间隔获取，不再设置20kV 母线电压互感器。3）保护测控装置采用开关柜就地安装方式，与组合式互感器、一次设备集成为一体化开关柜。装置在完成保护、测控功能的同时，集成了合并单元和智能终端的功能，直接接入互感器的数据，就地采集开关、刀闸位置信息同时完成保护、控制出口。节省了综合智能单元的配置和投资，同时简化了过程层网络。4）20kV采样值就地直接接入装置，因此不再设置过程层网络，需要交互的GOOSE信息与站控层MMS信息共同组网，通过站控层网络交换机进行传输。20kV设备连接示意图3.8.3.1.2监控系统的功能 a)数据采集及控制系统功能： 1)变电所公共量采集与处理； 2)保护信号采集，包括保护动作信息、事件顺序记录信息、保护装置工作状态及保护定值传输与修改； 3)接收远方调度计算机系统遥控遥调命令，实施控制操作； 4)向调度端远传送信息； 5)接收调度系统对时命令(具备接收GPS时钟功能)； 6)遥控功能:对变电站出线开关具有远方控制能力； 7)无功电压综合控制； 8)变压器分接头调整； 9)与电能表采集单元进行通讯； 10)与智能单元进行通讯； 11)与电源系统管理单元进行通讯。 b)当地监控主机系统功能：当地监控主机基本功能包括:实时数据采集、安全监视与控制、屏幕显示与操作、运行记录、制表打印以及画面拷贝等服务HELP功能。 数据采集与安全监视: 1)站内主接线图及潮流图、继电保护配置图及定值表； 2)各种开关、刀闸状态及动态数据实时显示； 3)主变、线路的负荷及电流监视； 4)系统周波与系统时钟； 5)用表格显示实时与整点数据； 6)用棒图、曲线形式显示电压、负荷和温度等模拟量； 7)对电压、电流、潮流、周波等进行越限监视与告警，并可人工修改限值，电压合格率统计； 8)事故跳闸监视，报警并自动推事故画面； 9)事故追忆，追忆内容可显示、打印； 10)提供各种数值计算功能，并可整点记存有关量； 11)变电站设备状态监视； 12)控制操作包括电容器组的投切，无功电压综合控制，有载变压器分接头的调节等； 13)对线路开关远方遥控，可由特别授权人员禁止开放。 运行记录: 1)系统事故记录:有开关、刀闸状态变位记录，事故追忆信息以及事件顺序记录等； 2)系统异常记录:有各种遥测量的越限记录，正在发生或已经恢复的遥测量的在各种异常状态下的时间记录等； 3)系统正常巡检记录(保留重要历史及月报记录1年，并能召唤打印):有各种日报、月报记录表和整点记存表等； 4)自动化系统设备运行状态记录:有远动设备及通道异常记录，远动装置的投入和退出记录等； 5)遥控操作记录:记录操作人员姓名、时间、操作内容。 人机联系(MMI)： 1)人工随机调出画面，启动报表打印； 2)非遥测、遥信量的人工置入； 3)控制的闭锁及投运； 4)对一个遥测、遥信量或全部进行抑制告警或恢复告警操作； 5)生成，修改各种报表及画面； 6)生成，修改数据库； 7)在线画面拷贝； 8)具有多级窗口，局部区域放大，缩小功能，画面漫游功能； 9)人机操作方式有鼠标，键盘命令、操作菜单全部汉化，汉字字体，尺寸多样化； 10)打印不影响主机工作； 11)保护定值显示与修改，保护投退操作。3.8.3.1.3 微机防误操作闭锁系统本变电所采用微机防误操作闭锁系统（站控层微机）通过五防软件实现防误功能。系统实现部颁五防要求：1）防止误拉合断路器2）防止误入带电间隔3）防止带负荷拉隔离开关4）防止带电挂地线或合接地刀闸5）防止带地线（接地刀闸）合隔离开关该系统功能如下：五防模拟操作、发送和存储操作票、五防闭锁操作、具有汇报对位功能。3.8.3.1.4 时钟同步系统的配置原则66kV后塔变电站由于采样值是通过网络传输，各间隔数据的同步尤为重要，因此采用高可靠性的同步对时系统。配置两台GPS装置，GPS之间互相通过光纤B码对时，互为主备。1) 站控层及间隔层装置对时：采用SNTP网络对时方式，两套SNTP服务器同时运行，互为主备。2) 过程层对时：电子式互感器的合并单元采用光纤秒脉冲采IRIG-B(DC)点对点对时方式实现全站采样数据的同步，秒脉冲采用冗余接入保证对时可靠性。3.8.3.1.5 交流不停电电源的设置、容量及选型变电所监控系统配置一台逆变电源，容量为5kVA，不单独设屏，集中组织在电源屏中。3.8.4 电能计量3.8.4.1电能计量表1）电能量计量装置不单独设立电度表屏，电度表分别安装在高压开关柜中。计量用电流互感器和电压互感器精度为0.2S级。2）主变低压侧、20kV出线、电容器采用小信号模拟量接入的数字化电度表，就地安装于开关柜中。3）电度表具备双口RS485接口用于与电能采集装置、负荷控制装置通讯，为远方提供全站电度信息。3.8.4.2 电能量采集装置在变电所主控室内配置一台电能量采集装置，与三级数据网共同组成一面屏，通过电度表RS485接口与电能量采集装置连接，完成全站电度量采集， 电能量数据通过三级数据网传送到集控中心和调度。3.8.5 负荷监控在20kV后塔变高压室内一段避雷器LV柜内装设负荷监控装置，该设备满足国家有关设备防电磁和过电压标准，通过RS485与电度表通信连接，其信息传送分为有线、无线两种方式传输至营销部门。3.8.6 视频监控及智能防盗系统3.8.6.1图像监控及安全警卫系统66kV后塔变电所内设置一套图像监视及安全警卫系统。图像监视及安全警卫系统实现与变电站设备操作、报警等各类事件的联动；图像监视及安全警卫系统实现对变电站相关照明灯具的辅助控制。其功能按满足安全防范要求配置，沿变电所围墙四周设置电子栅栏，大门和生产综合楼入口等处设置摄像头，实现变电所全所安全、防火、防盗监控功能。3.6.8.2火灾探测报警系统66kV后塔变电所设置一套火灾报警及控制系统。火灾报警控制器的容量、性能要求及相应接口均按照终期规模考虑，火灾探测报警区域包括主变压器室、20KV配电装置室、智能机房和电缆沟等。根据部位的不同，采用不同类型和原理的探测器。火灾报警控制器设在智能机房内，当有火情发生时，火灾报警控制器可及时发出声光报警信号，显示发生火警的地点。并可通过通信接口或接点将信息送至变电所的计算机监控系统，通过监控系统将信息远传至集控中心及本调。3.6.8.3二次系统安全防护二次系统的安全防护应遵循电监会5号令电力二次系统安全防护规定、电监安全200634号电力二次系统安全防护总体方案及变电站二次系统安全防护方案的有关要求。66kV后塔变电所配置一套三级数据网设备，包括路由器，交换机，纵向加密设备，通过通信设备与地区调度三级数据网连接。设备与电量采集装置共同组屏安装在控制室内。3.8.7 远动部分3.8.7.1 调度组织关系根据调度组织原则，后塔变电所建成后，由本溪地调负责指挥和调度，操作由卧龙集控中心兴安操作队完成，其远动信息直送集控中心，由集控中心将信息转发本溪地调。3.8.7.2 信息传送方式66kV后塔变电所远动信息通过网络104规约接入电力调度三级数据网中，同时远动设备具备自动切换功能通过2M专线101规约方式直接送入地区电网集控中心。本溪电网调度通信中心所需的远动信息由网络104规约传输及地区电网集控中心转发。3.8.7.3 远动通道和规约通道要求备注变电所至集控中心一路2M数据网（IEC-5-104规约）远动通道一路2M数字通道（IEC-5-101规约）远动通道一路10M数字通道视频通道变电所至本溪地调一路2M数据网（IEC-5-104规约）远动通道一路2M数据网（IEC-5-102规约）电量通道3.8.7.4远动化范围66kV后塔变电所为无人值班智能化变电所,应具备遥测、遥控、遥信、遥调功能。3.8.7.41遥测量a) 主变压器主变一次、主变二次三相电流、三相电压、线电压及主二次有功、无功功率，有功、无功电能，功率因数。b) 20kV线路相电流、相电压及有功、无功功率、有功电能。c) 20kV分段三相电流d) 20kV电容器三相电流、电压及无功功率、无功电能e) 20KV母线UA、UB、UC、3U0及系统周波f) 直流母线电压g) 主变压器油温h) 交直流电源电压、电流i) 设备状态信息3.8.7.42遥信量a）各断路器状态（合、分）b）各断路器储能信号c）各回路刀闸位置信号。c）主变压器保护信号及装置异常信号d）20KV 线路、电容器、分段保护信号及装置异常信号e）主变压器分接头位置信号f）各回路交直流系统信号g）20kV线路接地信号，h）其他保护装置异常信号i）SF6气体低压报警信号j）事故信号k）火灾警报l）防盗警报3.8.7.43遥控量：各断路器、66kV侧刀闸（合、分）、20KV侧工作位置及试验位置；接地刀闸。3.8.7.44遥调量：电压无功自动控制调节功能。3.8.7.45遥视量：变电所视频监控系统的图像信号等。3.8.8高级功能1）设备状态可视化系统将采集主要一次设备（变压器、断路器等）状态信息，进行状态可视化展示并发送到上级系统。2）智能告警及分析决策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。可根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警信息。3）故障信息综合分析决策在故障情况下对包括事件顺序记录信号及保护装置、相量测量、故障录波等数据进行数据挖掘、多专业综合分析，并将变电站故障分析结果以简洁明了的可视化界面综合展示。4）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，支持变电站及智能电网调度技术支持系统安全经济运行及优化控制。5）站域控制利用对站内信息的集中处理、判断，实现站内自动控制装置（如备自投、母线分合运行）的协调工作，适应系统运行方式的要求。3.9 变电站在线监测系统智能变电站是智能电网建设的重要组成部分，其最重要的特征是一次设备智能化和二次系统网络化。一次设备智能化意味着对一次设备实现广泛的在线监测，将设备检修策略从 “定期检修”变成“状态检修”。二次系统网络化则是以高速以太网络通信平台为基础，采用DL/T860标准对变电站内一、二次设备信息进行标准化建模，有效解决异构系统之间的信息互通问题。66kV后塔变电站配置全站在线监测设备，在线监测范围：主变、避雷器。66kV后塔变电站变电站设备在线监测参量：主变油中溶解气体；避雷器泄漏电流、动作次数。66kV后塔变电站设备在线监测实现方式：本工程在线状态监测厂家设置现场监测单元，集中采集某类设备的传感器信号，并将诊断后的结果信息以全站统一的DL/T860规约上传至统一的后台主机，由全站统一的后台软件集中显示设备的健康状况。并远传至朝阳供电公司。 本工程在线监测系统与站控层网络共网运行，后台系统与变电站自动化系统的后台实现整合。4 土建部分4.1 概述4.1.1 所区场地概述（1）变电所按终期规模一次建成，场区征地面积2328，围墙内面积为2139。（2）建筑物单层布置，构筑物满足设备要求。4.1.2 设计的原始资料（1）工程地质和水文地质所区场地为丘陵地区，属剥蚀残山地貌单元。场区地势较平坦，地基土从上至下分4层：含耕土层、碎石层、粗砂层、强风化大理岩层。建筑场地类别为II 类，属中硬场地土，可进行工程建设的一般场地。场区抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度为0.05g，设计地震分组为第一组，设计特征周期为0.35S.钻孔揭露深度内未见地下水腐蚀性。（2）水文气象平均年降水量622.9mm，年最多降水量970.2mm。最高温度38.1,最低温度-21.1。历年最低气温月的平均气温为13.0。历年最高气温月的平均气温为22.2。最大风速月的平均气温为9.7。4月。冬天主导风向为偏北风。夏天主导风向为偏南风。最大冻土深度：1.2m。4.1.3 主要建筑材料（1）现建筑物为砖混结构，基础采用毛石砌筑、I/ II级钢筋，垫层采用C10混凝土。屋面板采用SP预应力混凝土板，100厚屋面板后浇带。（2）主控室，高压室，工具间，检修间粉刷涂料；塑钢窗、防火门及铝合金防盗门；砌体材料选用承重多孔砖。4.2 所区总布置与交通运输4.2.1 全所总体规划（1）所址位于思山岭乡三道河子村头东南方向，距离村子1.2公里，在沈丹G30421公路旁边，地势相对平坦，地质条件较好，交通运输方便。（2）变电站进站道路由东引接，路面宽度5.0m,进站道路与引接公路相接处转弯半经为9m。4.2.2 所区总平面布置（1）场区内设砼环形路，局部绿化，变压器，电容器,GIS户外布置，见总平面布置图。主建筑物室内外高差为0.45米。（2）所区入口选定在东侧，与东侧公路相接。4.2.3 竖向布置（1）所区沿现有地形平整后设所区环形路，雨水经道路排出所外。（2）道路纵向排水坡度为0.5%，经所区入口处排向一号路。建筑物室内外高差为0.45m，室内标高见规划条件图。4.2.4 管沟布置（1）建筑物向东西两侧各出一条1mX1m的电缆沟。4.2.5 道路及场地处理（1）所内道路采用环形设置，采用混凝土路面，内转弯半径不小于7m，坡度为纵向0.5%。（2）所外道路采用混凝土路面。4.3 建筑4.3.1 全所建构筑物简述建筑名称：主控楼，建筑面积230.6m2，单层砖混结构，层高4.0m，抗震设防等级为7度。4.3.2 主控楼建筑（1）采用坡屋面，外立面造型简单，利用外墙面线条进行装饰，采用深色调。（2）建筑物为一层，分别设有主控室、20kV配电室、工具间、检修间。20kV配电室下为电缆沟, 变压器、GIS、电容器和消弧线圈均为户外布置。建筑物层高4.0m，主控室及附属房间采用挤塑苯板保温。（3）外墙：15厚1：3水泥砂浆找平，15厚1：2.5水泥砂浆压光，外刷涂料。门窗：采用中空双玻璃塑钢平开窗，外门设带闭门器的铝合金防盗门（无玻璃），10kV配电室、主控室、工具间、检修间的内门为甲级防火门。地面：工具间、检修间、20kV配电室、主控室，走廊均为水泥砂浆地面。踢脚：工具间、检修间、20kV配电室、主控室，走廊均为水泥砂浆踢脚，高度均为200mm。内墙面：设备房间为水泥压光后刷乳胶漆两遍，主控室及附属房间刷乳胶漆两遍。顶棚：主控室，附属房间均采用刮大白后