本溪66kv后塔智能變電站初步設(shè)計 設(shè)計報告

66kV后塔變電站新建工程初 步 設(shè) 計66kV后塔變電站新建工程初 步 設(shè) 計批 準：審 核：編 制：初步設(shè)計文件總目錄第1卷 設(shè)計說明書及附圖 第一冊 說明書第二冊 圖紙 第2卷 主要設(shè)備及材料清冊第3卷 設(shè)計概算書第4卷勘察報告66kV后塔變電站新建工程初 步 設(shè) 計第1卷 設(shè)計說明書及附圖電力工程設(shè)計甲級證書 證書編號:A121000042 遼 寧 電 力 勘 測 設(shè) 計 院 二O一O年四月 沈陽 說明書目錄1 總的部分11.1 概述11.2 所址概況21.3 主要技術(shù)原則21.4 技術(shù)經(jīng)濟指標32 電力系統(tǒng)部分32.1 電力系統(tǒng)32.2 通信部分53 電氣部分53.1 建設(shè)規(guī)模73.2 電氣主接線73.3 短路電流及主要設(shè)備選擇73.4 電氣設(shè)備布置及配電裝置93.5 過電壓保護和接地103.6 所用電及照明113.7 所用電監(jiān)測系統(tǒng)113.8 電氣二次及遠動部分123.9 變電站在線監(jiān)測系統(tǒng)124 土建部分124.1 概述254.2 所區(qū)總布置與交通運輸264.3 建筑274.4 結(jié)構(gòu)284.5 采暖通風285 水工部分295.1 所區(qū)自然條件295.2 供水方案及給水系統(tǒng)295.3 排水系統(tǒng)306 消防部分306.1 概述306.2 消防給水207 環(huán)境保護307.1 變電所污染防治措施307.2 變電所綠化規(guī)劃設(shè)計308 勞動安全衛(wèi)生318.1 防火、防電傷318.2 防暑、防寒318.3 結(jié)論319. 投資估算及經(jīng)濟分析1 總的部分1.1 概述1.1.1 設(shè)計依據(jù)（1）本院出版的66kV后塔變電站新建工程可行性研究報告。（2）與本溪供電公司基建部簽訂的設(shè)計委托書。（3）110（66）kV220kV智能變電站設(shè)計規(guī)范 Q/GDW393-2009（4）35kV110kV無人值班變電所設(shè)計規(guī)程DL/T 5103-1999（5）導(dǎo)體和電器選擇設(shè)計技術(shù)規(guī)定（DL/T5222-2005）1.1.2 工程建設(shè)的必要性及規(guī)模（1）本溪市南芬區(qū)思山嶺鄉(xiāng)位于220kV南芬一次變和220kV興安一次變之間，與橋頭鎮(zhèn)接壤，現(xiàn)在由66kV橋頭二次變電所10kV橋思線供電，負荷中心供電半徑約10公里。66kV橋頭二次變電所容量（220MVA），由220KV興安一次變66KV興南線供電，現(xiàn)有負荷12MVA，負載率30%。雖然暫時還有剩余，但66kV橋頭變電所主要為正在建設(shè)的橋北工業(yè)園區(qū)準備的，另外，由于規(guī)劃的思山嶺工業(yè)園區(qū)中心位置距離橋頭變電所約10公里距離，僅有一條10KV線路供電，無論是供電容量還是電能質(zhì)量都滿足不了該地區(qū)負荷增長的要求。為解決該地區(qū)的供電問題，需在該地區(qū)建設(shè)一座66kV變電所（暫名66kV后塔變電所）。（2）擬建的66kV后塔變電所終期規(guī)模66kV架空進線2回，線路變壓器組接線，有載調(diào)壓變壓器2臺，單臺容量為40MVA。終期2回66kV進線，安裝2臺40MVA主變壓器。20kV側(cè)終期出線12回，單母線分段接線，2組容量為6000kVar的無功補償裝置。1.1.3 設(shè)計范圍及配合分工1.1.3.1設(shè)計范圍66kV后塔變電所規(guī)劃紅線以內(nèi)的本期工程全部生產(chǎn)及輔助生產(chǎn)、生活建構(gòu)筑物；生產(chǎn)、生活用水和消防設(shè)施；采暖通風、照明設(shè)計；所內(nèi)通信部分設(shè)計；延伸至規(guī)劃道路的進所道路部分設(shè)計；本工程涉及的系統(tǒng)變電所改造部分設(shè)計；編制相關(guān)工程概算。1.1.3.2變電所與線路的分界點： 66kV配電裝置以66kV架空進線到所內(nèi)構(gòu)架為界。 1.1.3.3 66kV送電線路部分設(shè)計見66kV后塔變電站新建工程初步設(shè)計，其投資單獨形成概算。1.2 所址概況1.2.1 所址地理位置所址位于思山嶺鄉(xiāng)三道河子村頭東南方向，距離村子1.2公里，在沈丹G30421公路旁邊，地勢相對平坦，地質(zhì)條件較好，交通運輸方便，距離負荷中心2公里, 距離66kV南芬一、二號線T接點約4.7公里，66kV進線及20kV配出線均易實現(xiàn)。變電站進站道路由東引接，路面寬度5.0m,進站道路與引接公路相接處轉(zhuǎn)彎半經(jīng)為6m。1.2.2 變電所位于工業(yè)區(qū)，對噪音和外觀無特殊要求。根據(jù)地區(qū)規(guī)劃，66kV線路采用架空進線，20kV線路采用電纜出線。1.2.3 供水及防洪排水變電所所址標高高于五十年一遇洪水位。變電所周圍地區(qū)規(guī)劃中已整體考慮了地區(qū)的防洪澇及排水措施。1.2.4 水文氣象條件平均年降水量622.9mm，年最多降水量970.2mm。最高溫度38.1,最低溫度-21.1。歷年最低氣溫月的最低平均氣溫為13.0。歷年最低氣溫月的平均氣溫為8.5。最大風速月的平均氣溫為9.7，4月。冬天主導(dǎo)風向為偏北風。夏天主導(dǎo)風向為偏南風。 最大風速33.3m/s。設(shè)計風壓0.6kN/m2。 設(shè)計雪壓0.3kN/m2。最大積雪厚度:0.37m。 平均雷暴日：19.7天。1.3 主要技術(shù)原則1.3.1 66kV采用架空進線，66kV開關(guān)設(shè)備采用GIS，66kV主變采用三相自冷式有載調(diào)壓變壓器，20kV側(cè)設(shè)備采用金屬鎧裝高壓開關(guān)柜。1.3.2變電站布置參照國家電網(wǎng)公司輸變電工程66kV典型設(shè)計。該變電站為智能變電站。1.3.3 采取必要措施保證變電所噪音、污水等不對環(huán)境造成影響。1.3.4 采取必要措施防火、防電傷、防暑、防寒。1.4 技術(shù)經(jīng)濟指標表1.4 主要技術(shù)經(jīng)濟指標序號項 目 名 稱單 位數(shù) 量技術(shù)經(jīng)濟指標1概算總投資萬元元/kVA2無功補償裝置萬元元/kVar3智能機房體積（面積）m2904所區(qū)內(nèi)總建筑面積m2230.65所區(qū)占地面積ha21396綠化面積m27總占地面積、進所公路占地面積m21808鋼材、水泥、木材三材消耗量t或m29土石方量；挖方量、填方量m32 電力系統(tǒng)部分2.1 電力系統(tǒng)2.1.1 系統(tǒng)現(xiàn)狀及近期發(fā)展2.1.1.1系統(tǒng)現(xiàn)狀本溪市南芬區(qū)思山嶺鄉(xiāng)位于220kV南芬一次變和220kV興安一次變之間，與橋頭鎮(zhèn)接壤，現(xiàn)在由66kV橋頭二次變電所10kV橋思線供電，負荷中心供電半徑約10公里。橋頭二次變電所容量（220MVA），2005年增容改造成現(xiàn)在規(guī)模，由220KV興安一次變66KV興南線供電，現(xiàn)有負荷12MVA，負載率30%。雖然暫時還有剩余，但變電所主要為正在建設(shè)的橋北工業(yè)園區(qū)準備的，另外，由于規(guī)劃的思山嶺工業(yè)園區(qū)中心位置距離橋頭變電所約10公里距離，僅有一條10KV線路供電，無論是供電容量還是電能質(zhì)量都滿足不了該地區(qū)負荷增長的要求。2.1.1.2地區(qū)近期電網(wǎng)規(guī)劃根據(jù)電網(wǎng)規(guī)劃及電力負荷增長趨勢，同時為適應(yīng)電力系統(tǒng)發(fā)展和電網(wǎng)安全可靠要求，本溪供電公司已經(jīng)在“十一五”規(guī)劃中將新建66kV后塔變電所列入發(fā)展規(guī)劃，計劃本期容量為80MVA，終期容量為80MVA。2.1.1.3變電所在系統(tǒng)中的作用66kV后塔變電所為終端負荷變電所，專為南芬區(qū)思山嶺地區(qū)工業(yè)園項目供電。2.1.2 負荷預(yù)測及接網(wǎng)方案2.1.2.1負荷預(yù)測根據(jù)本溪市南芬區(qū)政府提供的用戶負荷統(tǒng)計得知，本溪市南芬區(qū)思山嶺地區(qū)近期將新增鐵礦、銅礦等4家企業(yè)，所需負荷共計：40 MW南芬區(qū)思山嶺地區(qū)新增負荷如下：企業(yè)名稱生產(chǎn)量/年所需負荷（MW）后塔鐵礦200萬噸/年20思山嶺銅礦50萬噸/年10黃柏峪銅礦5星光硅質(zhì)600噸浮法玻璃/日5合計40根據(jù)南芬區(qū)思山嶺地區(qū)工業(yè)園區(qū)經(jīng)濟發(fā)展規(guī)劃，該區(qū)域的分年度負荷預(yù)測如下表所示：年 份2009年2010年2011年2012年2020年負荷預(yù)測（MW）1020354580從以上負荷預(yù)測可以看出，南芬區(qū)思山嶺地區(qū)隨著工業(yè)區(qū)的上馬，電力需求增長迅猛，目前該地區(qū)僅有的一條10kV線路是滿足不了要求的，必須盡早立項，新建66kV變電所。2.1.2.2變電所接入系統(tǒng)方案接網(wǎng)方案首先考慮應(yīng)充分利用現(xiàn)有的網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，在滿足可靠性、經(jīng)濟性的前提下就近接入66kV電網(wǎng)，其次應(yīng)服從于電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃，對現(xiàn)有網(wǎng)架不應(yīng)有所削弱。根據(jù)本溪市南芬思山嶺地區(qū)電網(wǎng)現(xiàn)狀及擬建66kV后塔變電所所址位置，兼顧地區(qū)電網(wǎng)規(guī)劃，做如下考慮：利用原66kV南芬一、二號線路徑改建大截面導(dǎo)線線路，然后新建T接線路到新建的66kV后塔變電所。2.1.3主變壓器容量及調(diào)壓方式選擇66kV后塔變電所本期及終期主變壓器選用2臺SZ11 -40000/66/21三相雙繞組有載調(diào)壓自冷變壓器，變比為6681.25%/21kV。2.1.4無功補償選擇根據(jù)國家電網(wǎng) 2004435號文件“國家電網(wǎng)公司電力系統(tǒng)無功補償配置技術(shù)原則的通知”要求，變電站容性無功補償裝置以補償變壓器無功損耗為主，在一般情況下，容性無功補償裝置的容量按主變壓器容量的10%-30%配置，本工程按15%取值。由于66kV后塔變電所裝設(shè)2臺40MVA變壓器，所以本變電所裝設(shè)2組電容器組，容量均為6000kVar，為抑制合閘涌流及諧波，電容器組配置電抗率為5%的電抗器。2.1.5中性點接地方式2.1.5.166kV系統(tǒng)中性點接地方式本溪地區(qū)的66kV系統(tǒng)采用經(jīng)消弧線圈接地的方式，均采用在220kV變電所主變中性點集中補償?shù)姆绞剑竟こ?6kV中性點側(cè)不設(shè)置補償裝置。2.1.5.2 20kV中性點接地方式和參數(shù)要求20kV為電纜出線到第一級配電桿。20kV出線按架空方式敷設(shè)，架空線長度按3km計算，架空線總長度36km。根據(jù)計算求得總電容電流約為4.6A,小于電容電流規(guī)定值（10A），故不考慮裝設(shè)20kV消弧線圈。2.1.6系統(tǒng)保護配置方案 本期新建66kV線路在220kV興安一次變電所及220kV南芬一次變電所側(cè)均采用微機保護，作為終端的66kV后塔變電所66kV側(cè)不設(shè)保護裝置。2.2 通信部分2.2.1工程概況66kV后塔變電所由本溪供電公司調(diào)度指揮，集控中心操作。根據(jù)35kV110kV無人值班變電所設(shè)計規(guī)程，66kV后塔變電所應(yīng)設(shè)置滿足繼電保護、遠方監(jiān)控和通話的通信通道的需要。根據(jù)變電所址選擇，通信系統(tǒng)接網(wǎng)方案如下：利用本工程66kV南芬一、二號線原路徑改造的機會，從220kV興安一次變到220kV南芬一次變?nèi)€架設(shè)OPGW24B1光纜，再利用新建的66KV后塔分支線路從66kV南芬一、二號線分支點到66KV后塔變電所一路架設(shè)地線OPGW24B1光纜，另一路架設(shè)光纖復(fù)合架空相線OPPC-24B1光纜將66kV后塔變電所通信設(shè)備接入中興南環(huán)通信網(wǎng)。本工程擬在新建66KV后塔變電所新增一套雙光板光通信設(shè)備，并通過本工程架設(shè)的光通道，將設(shè)備接入興安變、南芬變地區(qū)通信網(wǎng)(中興南環(huán)ZXMP-S385/622M)系統(tǒng)，以便將數(shù)據(jù)信息傳送到臥龍集控中心，完成數(shù)據(jù)通信和話路傳輸。變電所安裝一部IP電話，利用當?shù)赝ㄐ刨Y源為該變電所提供一路外線電話用于調(diào)度聯(lián)系。 2.2.2 設(shè)備配置及機房2.2.2.1光傳輸 由于接入的原通信系統(tǒng)為中興622M設(shè)備組成，為保證原系統(tǒng)的完整性、統(tǒng)一網(wǎng)管和運行維護方便，建議光傳輸設(shè)備仍采用中興622M設(shè)備。66KV后塔變配置一套622M雙光板光傳輸設(shè)備，光傳輸設(shè)備含機柜。在220kV興安變、南芬變各增加一塊622M光板，形成后塔變接入通信系統(tǒng)。2.2.2.2綜合數(shù)據(jù)網(wǎng)由于省公司信通分公司的綜合數(shù)據(jù)網(wǎng)二期已覆蓋到66KV變電站，本工程中配置相同的數(shù)據(jù)網(wǎng)設(shè)備一套，安裝于傳輸設(shè)備機柜內(nèi)。2.2.2.3 通信電話在本工程中配置一臺IP電話，接入臥龍集控中心；另安裝一部外線電話。2.2.2.4通信電源 66kV后塔變電所不再配置獨立通信電源，通信電源共用變電所電源，本工程為通信配置AC/DC-50A/48V 和DC/DC-50A/48V電源變換器各一套，安裝在變電站內(nèi)的直流與交流屏內(nèi)。并在通信傳輸機柜內(nèi)對應(yīng)配置直流輸出端子排。2.2.2.5通信通道配線架本工程在新建66kV后塔變電所配置一個綜合配線架，內(nèi)含光纖、數(shù)字和多媒體配線模塊，分別為：24芯/16系統(tǒng)/24回。在220kV興安變、220kV南芬變各增加一塊24芯ODB接口板。2.2.2.6通信機房及通信屏66kV后塔變電所的通信設(shè)備與其他設(shè)備一同布置于主控室。通信設(shè)備的保護接地、防雷擊和過電壓保護措施應(yīng)符合電力行業(yè)標準DL584的有關(guān)規(guī)定。由于通信設(shè)備與保護監(jiān)控設(shè)備一同安裝同一主控室內(nèi)，對通信設(shè)備屏體單獨要求，屏體尺寸：高 2260 mm，寬 800 mm，深 600 mm，屏體顏色： 北京紅獅淺灰502。屏門均采用內(nèi)嵌式門，即門與屏體在同一平面。屏眉高60 mm，屏體底座高60 mm，后門對開，前門單門透明式，門鎖、把手隱藏式。 2.2.3本工程需要將本溪地區(qū)通信系統(tǒng)網(wǎng)管進行升級。2.2.4 通信線路（具體見線路光纜設(shè)計）本工程利用220kV南芬一次變和220kV興安一次變間的聯(lián)絡(luò)線66kV南芬一、二號線架設(shè)OPGW光纜22公里，光纖芯數(shù)選用24芯；利用66kV后塔分線路到66kV南芬一、二號線T接點42#塔架設(shè)雙OPGW光纜4.6公里，光纖芯數(shù)選用24芯。22kV興安變、220kV南芬變、66kV后塔變二側(cè)終端塔引入室內(nèi)光纜選用ADSS。 3 電氣部分3.1 建設(shè)規(guī)模終期66kV架空進線2回。終期安裝2臺SZ11 -40000/66/21三相雙繞組有載調(diào)壓自冷變壓器，單臺容量為40MVA。終期20kV出線12回。終期安裝2組容量為6000kVar的無功補償裝置。3.2 電氣主接線66kV側(cè)本期及最終規(guī)模為2回66kV架空進線，2臺40MVA主變。采用線路變壓器組接線方式。66KV設(shè)備與主變采用油氣套管連接。主變低壓側(cè)采用封閉母線橋連接。20kV側(cè)本期及最終規(guī)模為。12回20kV出線，單母線分段接線。3.3 短路電流及主要設(shè)備選擇3.3.1短路電流計算220kV系統(tǒng)參數(shù)依據(jù)2009年度本溪地區(qū)系統(tǒng)運行參數(shù)，66kV系統(tǒng)按2010年地區(qū)發(fā)展規(guī)劃考慮。依據(jù)有關(guān)部門提供的系統(tǒng)參數(shù)：220kV南芬一次變66kV母線最大運行方式下的標幺阻抗為:X*XT=0.055，220kV南芬一次變至66kV南芬一、二號線T接點線路長約為11.7km; 220kV興安一次變66kV母線最大運行方式下的標幺阻抗為:X*XT=0.0778，220kV興安一次變至至南芬一、二號線T接點線路長約為9.7km。南芬一、二號線T接點至后塔變電所線路長約為4.6km.按要求SZS11-40000變壓器的Ud%=9,短路計算結(jié)果如下:66kV后塔變電所220kV由興安一次變供電時，短路電流計算結(jié)果如下表短路位置66KV主變一次側(cè)20KV母線側(cè)興安系統(tǒng)最大運行方式最大運行方式最大運行方式短路容量 S”(MVA)655MVA376 MVA短路電流有效值 I”(KA)6.01kA10.33kA短路沖擊電流有效值 Ich(KA)10.8kA18.63kA短路沖擊電流峰值 ich(KA)15.3kA26.34kA66kV后塔變電所由220kV南芬一次變供電時，短路電流計算結(jié)果如下表短路位置66KV主變一次側(cè)20KV母線側(cè)南芬系統(tǒng)最大運行方式最大運行方式最大運行方式短路容量 S”(MVA)719.5MVA378 MVA短路電流有效值 I”(KA)6.6kA10.4kA短路沖擊電流有效值 Ich(KA)11.88kA18.76kA短路沖擊電流峰值 ich(KA)16.8kA26.52kA3.3.2依據(jù)導(dǎo)體和電器選擇設(shè)計技術(shù)規(guī)定（DL/T5222-2005）進行選擇，額定電流按允許電流選擇，短路開斷電流按設(shè)備的水平和短路電流水平選擇。66kV開關(guān)設(shè)備的短路電流水平按31.5kA選擇，20kV開關(guān)設(shè)備的短路電流水平按31.5kA選擇。1) 主變壓器選擇主變?nèi)萘?0MVA，三相雙繞組、有載調(diào)壓，冷卻方式為自冷，變比為6681.25%/21kV,阻抗電壓為Uk9%，接線組別：Yd11。2) 66kV設(shè)備選擇66kV主一次設(shè)備采用組合電器（GIS），額定電壓72.5kV，1250A-31.5kA。a)66kV斷路器參數(shù)為額定電流1250A，開斷電流31.5kA，額定電壓72.5kV，配彈簧操作機構(gòu)。b)采用GIS安裝的羅氏線圈電子式互感器和電容分壓的電子式電壓互感器。c) 隔離開關(guān)參數(shù)為額定電流1250A，額定短時耐受電流31.5kA（4s），額定電壓72.5kV。 d) 接地開關(guān)參數(shù)為熱穩(wěn)定電流31.5kA（4s），額定電壓72.5kV。3）20kV設(shè)備選擇 20kV配電裝置選用金屬鎧裝高壓開關(guān)柜。a)20kV主二次及分段斷路器選用2000A-31.5kA型真空斷路器, 配彈簧操作機構(gòu)。b)20kV配出線間隔斷路器選用1250A-31.5kA型真空斷路器，電容器間隔斷路器選用1250A-31.5kA型真空斷路器，配彈簧操作機構(gòu)。c) 20kV母線：按允許電流選用1TMY-10010矩型母線，當環(huán)境溫度為40時，允許通過的持續(xù)電流為2194.6A(水平放置)，動熱穩(wěn)定均滿足要求.d)所用變選用SCB20-50kVA 2122.5%/0.4kV型。e) 無功補償裝置：站內(nèi)安裝2組20kV電壓等級戶外箱式可調(diào)并聯(lián)電容器，容量為6000kVar，電容器型號為BFMH21/33W，電容器組配置電抗率為5%的干式鐵芯串聯(lián)電抗器。接線方式為單星型接線，布置在戶外，電容器、電抗器、避雷器、放電線圈、其它附屬設(shè)備均由電容器廠家成套供應(yīng)。3.4 電氣設(shè)備布置及配電裝置3.4.1變電所布置要求根據(jù)規(guī)劃要求，變電所進線需采用架空進線，20KV出線采用電纜出線到終端配電桿。變電所處于工業(yè)區(qū)，對噪音無特殊要求，可以采用戶外布置方案。根據(jù)地區(qū)污穢等級劃分圖，66kV后塔變電所處于級污穢區(qū)，本變電所戶外電氣設(shè)備的爬電距離按級污穢考慮，戶內(nèi)電氣設(shè)備的爬電距離按級污穢考慮。3.4.2 各級配電裝置型式選擇66kV設(shè)備及20KV電容器采用戶外布置；20kV配電裝置采用戶內(nèi)布置。3.4.3電氣設(shè)備總平面布置方案本變電站主體按一層布置：一層主要布置20KV配電裝置、二次設(shè)備等。戶外主要布置66KV配電裝置（GIS）、主變及電容器等。所內(nèi)設(shè)環(huán)形運輸?shù)缆贰?.4.4本變電所按終期規(guī)模一次建成。3.4.5電氣設(shè)備的抗震措施按7級考慮。3.5 過電壓保護和接地3.5.1 防雷過電壓保護3.5.1.1直擊雷保護66kV后塔變電所安裝2支30米避雷針，經(jīng)驗算可以滿足變電所防直擊雷保護的要求。3.5.1.2過電壓保護在66kV線路進線側(cè)裝設(shè)2組避雷器。3.5.2變電站主接地網(wǎng)以水平接地體為主，垂直接地體為輔，接地電阻要求小于4，接地裝置擬采用石墨接地極，深埋接地極的方式,在做基礎(chǔ)時需將地下部分的接地網(wǎng)埋設(shè)好。接地引線采用505鍍鋅扁鋼，在配電室適當位置處留出試驗接頭位置，電纜溝內(nèi)的電纜支架均應(yīng)接地，接地線敷設(shè)方式沿墻明敷或沿地面暗敷。另根據(jù)“繼電保護專業(yè)重點實施要求二次回路與抗干擾”的要求，敷設(shè)獨立的二次保護接地網(wǎng)，微機保護接地由主接地網(wǎng)經(jīng)銅接地帶單獨引至。所有電氣設(shè)備、電纜外皮等均與主接地網(wǎng)可靠連接。設(shè)備與主接地網(wǎng)接地不少于2點。水平主接地網(wǎng)埋深0.8m。3.6 所用電及照明3.6.1所用電交流系統(tǒng)交流所用電系統(tǒng)采用三相五線制380/220V中性點接地，動力和照明共用的供電方式。所用電系統(tǒng)采用單母線分段接線。所內(nèi)主要負荷有所內(nèi)照明、直流電源、通信電源、保護、遠動、動力檢修電源、消防、通風等。所用變選用2臺容量為50kVA，額定電壓為21/0.4kV干式電力變壓器3.6.2所用電照明系統(tǒng)3.6.2.1變電所照明系統(tǒng)由工作照明和事故照明兩部分組成，工作照明由所用變交流屏供電，事故照明由直流屏供電，不設(shè)事故照明切換裝置。3.6.2.2依據(jù)火力發(fā)電廠和變電站照明設(shè)計技術(shù)規(guī)定DLGJ56-95的規(guī)定，場地采用低布置投光燈，智能機房、20KV配電裝置室采用熒光燈。3.6.3所用電直流系統(tǒng)66kV后塔變電所選用GM-200Ah蓄電池，配高頻充電電源屏，直流配出屏，通信電源AC-DC50A48V、DC-DC50A48V模塊，電力專用逆變電源模塊5KVA。3.7所用電電源檢測系統(tǒng)采用智能化電源檢測系統(tǒng)，具有完善的保護、在線自診斷、絕緣檢測、直流接地巡檢及微機蓄電池自動巡檢等功能。系統(tǒng)將直流控制電源、電力專用UPS電源、電力專用逆變電源（INV）和通信專用AC-DC、DC-DC變換器統(tǒng)一設(shè)計組合為一體，通過統(tǒng)一的智能網(wǎng)絡(luò)平臺，實現(xiàn)變電站交流控制電源的集中供電和統(tǒng)一的監(jiān)控管理，進而實現(xiàn)在線的狀態(tài)檢測。共享直流操作電源的蓄電池組，取消傳統(tǒng)UPS和通信電源的蓄電池組和充電單元，共享監(jiān)控單元，采用DL/T860統(tǒng)一與站控層交換信息，實現(xiàn)對交直流控制電源全參數(shù)透明化管理。 站用電源系統(tǒng)監(jiān)控示意圖3.8 電氣二次及遠動部分3.8.1 二次設(shè)備配置本變電所采用保護測控一體化設(shè)計，66kV線路不設(shè)保護裝置，主變高壓側(cè)保護集中組屏安裝于智能機房內(nèi)，變壓器本體保護智能終端現(xiàn)場就近安裝。20kV低壓側(cè)保護安裝于高壓設(shè)備開關(guān)柜中。3.8.2 繼電保護及自動裝置配置3.8.2.1 66kV保護本變電所為終端負荷變電所，66kV接線采用線路變壓器組接線，66kV側(cè)不設(shè)置保護。3.8.2.2主變壓器保護a)主保護1)差動速斷保護2)二次諧波制動復(fù)式比率差動保護b)開關(guān)量保護1)主變壓器本體重瓦斯保護。瓦斯繼電器雙接點引入，僅一個接點動作時，只發(fā)信號，雙接點同時動作時跳閘并發(fā)信號。2)主變壓器有載調(diào)壓重瓦斯保護，動作于跳閘或信號。3)主變壓器本體輕瓦斯保護，動作于信號。4)主變壓器壓力釋放，動作于信號。5)主變壓器本體油位異常，動作于信號。6)主變壓器有載調(diào)壓油位異常，動作于信號。7)主變壓器溫度高動作于信號。c)后備保護1)配置主變后備高、低壓側(cè)復(fù)合電壓閉鎖過電流保護。設(shè)定兩個時限，分別跳主一次、主二次及20KV分段斷路器。2)過負荷信號。3.8.2.3 20kV配出線保護1)三段定時限過流保護；三段由控制字控制實現(xiàn)反時限過流或定時限過流保護；2）三相一次自動重合閘，不對應(yīng)起動方式及電流保護動作后啟動重合閘，手動跳閘，遙控跳閘，低周減載、過負荷減載等均應(yīng)閉鎖重合閘；3.8.2.4 20kV電容器保護 1)過電壓保護，采用AB、BC、CA相間電壓，作用于跳閘； 2)低電壓保護，采用AB、BC、CA相間電壓作用于跳閘； 3)三相式限時電流速斷保護動作于跳閘；4)三相式過電流保護動作于跳閘。5)零序不平衡電壓保護，作用于跳閘； 3.8.2.5 20kV分段開關(guān)保護 a)定時限速斷保護b)定時限過流保護c) 過電流保護注：分段保護在分段開關(guān)投入后10秒內(nèi)自動退出。3.8.2.6母線保護配置：本變電所不配置母線保護。3.8.2.7低頻減載、低頻低壓解列、小電流接地選線配置：本變電所不設(shè)置專用的小電流接地選線裝置及低頻減載、低頻低壓解列裝置。3.8.2.8備自投裝置： 1）采用網(wǎng)絡(luò)分布式方式實現(xiàn)站內(nèi)備自投功能。不設(shè)置獨立備自投裝置，其功能分布于分段保護裝置及相應(yīng)進線間隔的保護裝置中。2）主變互投：2條進線判斷本進線的有壓無壓、有流無流信息，將判斷結(jié)果以GOOSE信息傳送給另一條進線，綜合判斷后實現(xiàn)自投。3）20kV分段自投：2臺主變低壓側(cè)保護裝置判斷本進線的有壓無壓、有流無流信息，將判斷結(jié)果以GOOSE信息傳送給分段保護裝置，由分段裝置進行綜合邏輯判斷后實現(xiàn)自投。3.8.3監(jiān)控系統(tǒng)3.8.3.1 微機監(jiān)控系統(tǒng)本工程根據(jù)智能變電站的要求，將實現(xiàn)以下關(guān)鍵技術(shù)：1）電子互感器研究及應(yīng)用，促進電子互感器與一次設(shè)備的組合集成。2）網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)和交換機優(yōu)化和應(yīng)用，在保證網(wǎng)絡(luò)安全可靠性的同時，降低壽命周期總體費用；3）智能終端、合并單元集成一體化技術(shù)研究及應(yīng)用；4）智能變電站時鐘同步技術(shù)研究及應(yīng)用；5）基于DL/T860技術(shù)的系列保護測控一體化裝置應(yīng)用。6）整站建立在DL/T860通信技術(shù)規(guī)范基礎(chǔ)上，按分層分布式來實現(xiàn)智能變電站內(nèi)智能電氣設(shè)備間的信息共享和互操作性。從整體上分為三層：站控層、間隔層和過程層。a)站控層與間隔層保護測控等設(shè)備采用DL/T860.1通信協(xié)議。b)間隔層與過程層合并單元采用DL/T860.92網(wǎng)絡(luò)通信協(xié)議。c)間隔層與過程層智能終端采用GOOSE通信協(xié)議。GOOSE與SMV合并組網(wǎng)。后塔變系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意圖3.8.3.1.1 監(jiān)控系統(tǒng)的硬件構(gòu)成本工程采用測控一體化設(shè)計，監(jiān)控系統(tǒng)分為站控層設(shè)備、間隔層設(shè)備過程層設(shè)備。間隔層設(shè)備為各間隔的測量及保護單元。過程層設(shè)備為采集數(shù)字信息、控制信息的執(zhí)行單元。變電站層設(shè)備主要包括操作工作站1套、在線分析主站1套、遠動通信管理單元2套、網(wǎng)絡(luò)設(shè)備1套、打印機1臺、GPS2臺等設(shè)備。3.8.3.1.1.1主站系統(tǒng)配置方案站控層設(shè)備包括監(jiān)控主機、遠動通信單元、網(wǎng)絡(luò)設(shè)備及打印機等，完成站內(nèi)監(jiān)控功能，為變電站提供運行、管理、工程配置的界面，并記錄站內(nèi)所有相關(guān)信息。站控層配置符合DL/T860標準的監(jiān)控、遠動系統(tǒng)。監(jiān)控系統(tǒng)集成工程師站、VQC、五防一體化、小電流接地選線等功能，實現(xiàn)智能變電站信息平臺統(tǒng)一化和功能集成化。站控層采用星型100M電以太網(wǎng)，智能機房與20kV開關(guān)小室間交換機通過光纖進行級聯(lián)。3.8.3.1.1.2間隔層、過程層設(shè)備配置方案間隔層設(shè)備主要包括保護裝置、智能控制裝置以及其他智能設(shè)備。站內(nèi)主變保護測控裝置、電度表及公用裝置集中組屏安裝于主控室，20kV保護測控裝置、電度表就地安裝于開關(guān)柜內(nèi)。過程層設(shè)備包括電子互感器、綜合智能單元（合并單元、智能終端一體化）設(shè)備等。過程層使用100M光纖以太網(wǎng)，傳輸介質(zhì)選用光纖。過程層單網(wǎng)配置1臺光纖接口交換機完成2臺主變的數(shù)據(jù)采集和傳輸；SMV采樣值數(shù)據(jù)與GOOSE數(shù)據(jù)共用一個過程層網(wǎng)絡(luò)傳輸。20kV設(shè)備就地安裝，不再配置過程層網(wǎng)絡(luò)，其GOOSE信息與站控層MMS信息共網(wǎng)傳輸。3.8.3.1.1.3線變組間隔1）線變組接線66kV進線不配置保護、測控裝置。2) 主變間隔按主保護、高后備、低后備原則配置，后備按保護、測控一體化原則配置，1臺主變的保護測控裝置集中組成一面屏。3）裝置提供獨立的站控層和過程層通訊接口，站控層具備2個100M電以太網(wǎng)口，與站控層系統(tǒng)采用DL/T860.1標準通訊；過程層具備24個100M光纖以太網(wǎng)通訊口，支持DL/T860.92和GOOSE規(guī)約。裝置通過網(wǎng)絡(luò)完成遙信信息的接入、跳合閘命令的開出以及間隔間信息交互。4）主變高壓側(cè)采用羅氏線圈電子式電流互感器，母線采用電容分壓電子式電壓互感器，輸出采用數(shù)字量。配置主變綜合智能單元（集成合并單元和智能終端功能），接收主變高壓側(cè)電流、電壓互感器的光纖數(shù)據(jù)和采集主變高壓側(cè)開關(guān)、刀閘位置，綜合處理后以DL/T860.92和GOOSE規(guī)約向主變保護、測控、電度表等設(shè)備提供采樣值和開入量。同時，綜合智能單元從過程層網(wǎng)絡(luò)上接收主變保護、測控裝置的跳閘和控制命令，實現(xiàn)對高壓側(cè)一次設(shè)備的控制。綜合智能單元與控制室保護間通過光纖通訊，設(shè)備安裝于TGIS匯控柜內(nèi)（匯控柜需具備溫濕度自動控制功能）。5）主變低壓側(cè)配置電流、電壓一體化的電子式互感器（羅氏線圈原理），輸出采用小信號模擬量。配置主變綜合智能單元（集成合并單元和智能終端功能），接收主變低壓側(cè)組合式互感器的小信號模擬量數(shù)據(jù)和采集主變低壓側(cè)開關(guān)、刀閘位置，綜合處理后以DL/T860.92和GOOSE規(guī)約向主變保護、測控、電度表等設(shè)備提供采樣值和開入量。同時，綜合智能單元從過程層網(wǎng)絡(luò)上接收主變保護、測控裝置的跳閘和控制命令，實現(xiàn)對低壓側(cè)一次設(shè)備的控制。綜合智能單元與控制室保護間通過光纖通訊，設(shè)備安裝于主變低壓側(cè)開關(guān)柜內(nèi)。6）66kV采用線變組接線，每條進線采用各自的電壓互感器數(shù)據(jù)，無需電壓并列。20kV采用組合式互感器，電壓取自主變低壓側(cè)本間隔，不再設(shè)置母線電壓互感器。7）主變本體配置本體智能終端，完成主變非電量保護功能和檔位采集、調(diào)節(jié)，以及主變溫度的采集。本體智能終端就地安裝于主變本體戶外柜內(nèi)。8）合并單元DL/T860.92數(shù)據(jù)與智能終端GOOSE數(shù)據(jù)共網(wǎng)傳輸。線變組設(shè)備連接示意圖3.8.3.1.1.4 20kV間隔1）20kV出線、電容、分段間隔配置保護測控一體化裝置，就地安裝于開關(guān)柜中。所變采用熔斷器開關(guān)，不再配置保護測控裝置。2）各間隔配置三相電流、電壓一體化的電子式互感器（羅氏線圈原理），輸出小信號模擬量，采用航空插頭和屏蔽電纜直接接入就地保護測控裝置和電度表。各間隔的電流、電壓信息均從本間隔獲取，不再設(shè)置20kV 母線電壓互感器。3）保護測控裝置采用開關(guān)柜就地安裝方式，與組合式互感器、一次設(shè)備集成為一體化開關(guān)柜。裝置在完成保護、測控功能的同時，集成了合并單元和智能終端的功能，直接接入互感器的數(shù)據(jù)，就地采集開關(guān)、刀閘位置信息同時完成保護、控制出口。節(jié)省了綜合智能單元的配置和投資，同時簡化了過程層網(wǎng)絡(luò)。4）20kV采樣值就地直接接入裝置，因此不再設(shè)置過程層網(wǎng)絡(luò)，需要交互的GOOSE信息與站控層MMS信息共同組網(wǎng)，通過站控層網(wǎng)絡(luò)交換機進行傳輸。20kV設(shè)備連接示意圖3.8.3.1.2監(jiān)控系統(tǒng)的功能 a)數(shù)據(jù)采集及控制系統(tǒng)功能： 1)變電所公共量采集與處理； 2)保護信號采集，包括保護動作信息、事件順序記錄信息、保護裝置工作狀態(tài)及保護定值傳輸與修改； 3)接收遠方調(diào)度計算機系統(tǒng)遙控遙調(diào)命令，實施控制操作； 4)向調(diào)度端遠傳送信息； 5)接收調(diào)度系統(tǒng)對時命令(具備接收GPS時鐘功能)； 6)遙控功能:對變電站出線開關(guān)具有遠方控制能力； 7)無功電壓綜合控制； 8)變壓器分接頭調(diào)整； 9)與電能表采集單元進行通訊； 10)與智能單元進行通訊； 11)與電源系統(tǒng)管理單元進行通訊。 b)當?shù)乇O(jiān)控主機系統(tǒng)功能：當?shù)乇O(jiān)控主機基本功能包括:實時數(shù)據(jù)采集、安全監(jiān)視與控制、屏幕顯示與操作、運行記錄、制表打印以及畫面拷貝等服務(wù)HELP功能。 數(shù)據(jù)采集與安全監(jiān)視: 1)站內(nèi)主接線圖及潮流圖、繼電保護配置圖及定值表； 2)各種開關(guān)、刀閘狀態(tài)及動態(tài)數(shù)據(jù)實時顯示； 3)主變、線路的負荷及電流監(jiān)視； 4)系統(tǒng)周波與系統(tǒng)時鐘； 5)用表格顯示實時與整點數(shù)據(jù)； 6)用棒圖、曲線形式顯示電壓、負荷和溫度等模擬量； 7)對電壓、電流、潮流、周波等進行越限監(jiān)視與告警，并可人工修改限值，電壓合格率統(tǒng)計； 8)事故跳閘監(jiān)視，報警并自動推事故畫面； 9)事故追憶，追憶內(nèi)容可顯示、打印； 10)提供各種數(shù)值計算功能，并可整點記存有關(guān)量； 11)變電站設(shè)備狀態(tài)監(jiān)視； 12)控制操作包括電容器組的投切，無功電壓綜合控制，有載變壓器分接頭的調(diào)節(jié)等； 13)對線路開關(guān)遠方遙控，可由特別授權(quán)人員禁止開放。 運行記錄: 1)系統(tǒng)事故記錄:有開關(guān)、刀閘狀態(tài)變位記錄，事故追憶信息以及事件順序記錄等； 2)系統(tǒng)異常記錄:有各種遙測量的越限記錄，正在發(fā)生或已經(jīng)恢復(fù)的遙測量的在各種異常狀態(tài)下的時間記錄等； 3)系統(tǒng)正常巡檢記錄(保留重要歷史及月報記錄1年，并能召喚打印):有各種日報、月報記錄表和整點記存表等； 4)自動化系統(tǒng)設(shè)備運行狀態(tài)記錄:有遠動設(shè)備及通道異常記錄，遠動裝置的投入和退出記錄等； 5)遙控操作記錄:記錄操作人員姓名、時間、操作內(nèi)容。 人機聯(lián)系(MMI)： 1)人工隨機調(diào)出畫面，啟動報表打?。?2)非遙測、遙信量的人工置入； 3)控制的閉鎖及投運； 4)對一個遙測、遙信量或全部進行抑制告警或恢復(fù)告警操作； 5)生成，修改各種報表及畫面； 6)生成，修改數(shù)據(jù)庫； 7)在線畫面拷貝； 8)具有多級窗口，局部區(qū)域放大，縮小功能，畫面漫游功能； 9)人機操作方式有鼠標，鍵盤命令、操作菜單全部漢化，漢字字體，尺寸多樣化； 10)打印不影響主機工作； 11)保護定值顯示與修改，保護投退操作。3.8.3.1.3 微機防誤操作閉鎖系統(tǒng)本變電所采用微機防誤操作閉鎖系統(tǒng)（站控層微機）通過五防軟件實現(xiàn)防誤功能。系統(tǒng)實現(xiàn)部頒五防要求：1）防止誤拉合斷路器2）防止誤入帶電間隔3）防止帶負荷拉隔離開關(guān)4）防止帶電掛地線或合接地刀閘5）防止帶地線（接地刀閘）合隔離開關(guān)該系統(tǒng)功能如下：五防模擬操作、發(fā)送和存儲操作票、五防閉鎖操作、具有匯報對位功能。3.8.3.1.4 時鐘同步系統(tǒng)的配置原則66kV后塔變電站由于采樣值是通過網(wǎng)絡(luò)傳輸，各間隔數(shù)據(jù)的同步尤為重要，因此采用高可靠性的同步對時系統(tǒng)。配置兩臺GPS裝置，GPS之間互相通過光纖B碼對時，互為主備。1) 站控層及間隔層裝置對時：采用SNTP網(wǎng)絡(luò)對時方式，兩套SNTP服務(wù)器同時運行，互為主備。2) 過程層對時：電子式互感器的合并單元采用光纖秒脈沖采IRIG-B(DC)點對點對時方式實現(xiàn)全站采樣數(shù)據(jù)的同步，秒脈沖采用冗余接入保證對時可靠性。3.8.3.1.5 交流不停電電源的設(shè)置、容量及選型變電所監(jiān)控系統(tǒng)配置一臺逆變電源，容量為5kVA，不單獨設(shè)屏，集中組織在電源屏中。3.8.4 電能計量3.8.4.1電能計量表1）電能量計量裝置不單獨設(shè)立電度表屏，電度表分別安裝在高壓開關(guān)柜中。計量用電流互感器和電壓互感器精度為0.2S級。2）主變低壓側(cè)、20kV出線、電容器采用小信號模擬量接入的數(shù)字化電度表，就地安裝于開關(guān)柜中。3）電度表具備雙口RS485接口用于與電能采集裝置、負荷控制裝置通訊，為遠方提供全站電度信息。3.8.4.2 電能量采集裝置在變電所主控室內(nèi)配置一臺電能量采集裝置，與三級數(shù)據(jù)網(wǎng)共同組成一面屏，通過電度表RS485接口與電能量采集裝置連接，完成全站電度量采集， 電能量數(shù)據(jù)通過三級數(shù)據(jù)網(wǎng)傳送到集控中心和調(diào)度。3.8.5 負荷監(jiān)控在20kV后塔變高壓室內(nèi)一段避雷器LV柜內(nèi)裝設(shè)負荷監(jiān)控裝置，該設(shè)備滿足國家有關(guān)設(shè)備防電磁和過電壓標準，通過RS485與電度表通信連接，其信息傳送分為有線、無線兩種方式傳輸至營銷部門。3.8.6 視頻監(jiān)控及智能防盜系統(tǒng)3.8.6.1圖像監(jiān)控及安全警衛(wèi)系統(tǒng)66kV后塔變電所內(nèi)設(shè)置一套圖像監(jiān)視及安全警衛(wèi)系統(tǒng)。圖像監(jiān)視及安全警衛(wèi)系統(tǒng)實現(xiàn)與變電站設(shè)備操作、報警等各類事件的聯(lián)動；圖像監(jiān)視及安全警衛(wèi)系統(tǒng)實現(xiàn)對變電站相關(guān)照明燈具的輔助控制。其功能按滿足安全防范要求配置，沿變電所圍墻四周設(shè)置電子?xùn)艡?，大門和生產(chǎn)綜合樓入口等處設(shè)置攝像頭，實現(xiàn)變電所全所安全、防火、防盜監(jiān)控功能。3.6.8.2火災(zāi)探測報警系統(tǒng)66kV后塔變電所設(shè)置一套火災(zāi)報警及控制系統(tǒng)。火災(zāi)報警控制器的容量、性能要求及相應(yīng)接口均按照終期規(guī)模考慮，火災(zāi)探測報警區(qū)域包括主變壓器室、20KV配電裝置室、智能機房和電纜溝等。根據(jù)部位的不同，采用不同類型和原理的探測器?；馂?zāi)報警控制器設(shè)在智能機房內(nèi)，當有火情發(fā)生時，火災(zāi)報警控制器可及時發(fā)出聲光報警信號，顯示發(fā)生火警的地點。并可通過通信接口或接點將信息送至變電所的計算機監(jiān)控系統(tǒng)，通過監(jiān)控系統(tǒng)將信息遠傳至集控中心及本調(diào)。3.6.8.3二次系統(tǒng)安全防護二次系統(tǒng)的安全防護應(yīng)遵循電監(jiān)會5號令電力二次系統(tǒng)安全防護規(guī)定、電監(jiān)安全200634號電力二次系統(tǒng)安全防護總體方案及變電站二次系統(tǒng)安全防護方案的有關(guān)要求。66kV后塔變電所配置一套三級數(shù)據(jù)網(wǎng)設(shè)備，包括路由器，交換機，縱向加密設(shè)備，通過通信設(shè)備與地區(qū)調(diào)度三級數(shù)據(jù)網(wǎng)連接。設(shè)備與電量采集裝置共同組屏安裝在控制室內(nèi)。3.8.7 遠動部分3.8.7.1 調(diào)度組織關(guān)系根據(jù)調(diào)度組織原則，后塔變電所建成后，由本溪地調(diào)負責指揮和調(diào)度，操作由臥龍集控中心興安操作隊完成，其遠動信息直送集控中心，由集控中心將信息轉(zhuǎn)發(fā)本溪地調(diào)。3.8.7.2 信息傳送方式66kV后塔變電所遠動信息通過網(wǎng)絡(luò)104規(guī)約接入電力調(diào)度三級數(shù)據(jù)網(wǎng)中，同時遠動設(shè)備具備自動切換功能通過2M專線101規(guī)約方式直接送入地區(qū)電網(wǎng)集控中心。本溪電網(wǎng)調(diào)度通信中心所需的遠動信息由網(wǎng)絡(luò)104規(guī)約傳輸及地區(qū)電網(wǎng)集控中心轉(zhuǎn)發(fā)。3.8.7.3 遠動通道和規(guī)約通道要求備注變電所至集控中心一路2M數(shù)據(jù)網(wǎng)（IEC-5-104規(guī)約）遠動通道一路2M數(shù)字通道（IEC-5-101規(guī)約）遠動通道一路10M數(shù)字通道視頻通道變電所至本溪地調(diào)一路2M數(shù)據(jù)網(wǎng)（IEC-5-104規(guī)約）遠動通道一路2M數(shù)據(jù)網(wǎng)（IEC-5-102規(guī)約）電量通道3.8.7.4遠動化范圍66kV后塔變電所為無人值班智能化變電所,應(yīng)具備遙測、遙控、遙信、遙調(diào)功能。3.8.7.41遙測量a) 主變壓器主變一次、主變二次三相電流、三相電壓、線電壓及主二次有功、無功功率，有功、無功電能，功率因數(shù)。b) 20kV線路相電流、相電壓及有功、無功功率、有功電能。c) 20kV分段三相電流d) 20kV電容器三相電流、電壓及無功功率、無功電能e) 20KV母線UA、UB、UC、3U0及系統(tǒng)周波f) 直流母線電壓g) 主變壓器油溫h) 交直流電源電壓、電流i) 設(shè)備狀態(tài)信息3.8.7.42遙信量a）各斷路器狀態(tài)（合、分）b）各斷路器儲能信號c）各回路刀閘位置信號。c）主變壓器保護信號及裝置異常信號d）20KV 線路、電容器、分段保護信號及裝置異常信號e）主變壓器分接頭位置信號f）各回路交直流系統(tǒng)信號g）20kV線路接地信號，h）其他保護裝置異常信號i）SF6氣體低壓報警信號j）事故信號k）火災(zāi)警報l）防盜警報3.8.7.43遙控量：各斷路器、66kV側(cè)刀閘（合、分）、20KV側(cè)工作位置及試驗位置；接地刀閘。3.8.7.44遙調(diào)量：電壓無功自動控制調(diào)節(jié)功能。3.8.7.45遙視量：變電所視頻監(jiān)控系統(tǒng)的圖像信號等。3.8.8高級功能1）設(shè)備狀態(tài)可視化系統(tǒng)將采集主要一次設(shè)備（變壓器、斷路器等）狀態(tài)信息，進行狀態(tài)可視化展示并發(fā)送到上級系統(tǒng)。2）智能告警及分析決策建立變電站故障信息的邏輯和推理模型，實現(xiàn)對故障告警信息的分類和過濾，對變電站的運行狀態(tài)進行在線實時分析和推理，自動報告變電站異常并提出故障處理指導(dǎo)意見。可根據(jù)主站需求，為主站提供分層分類的故障告警信息。3）故障信息綜合分析決策在故障情況下對包括事件順序記錄信號及保護裝置、相量測量、故障錄波等數(shù)據(jù)進行數(shù)據(jù)挖掘、多專業(yè)綜合分析，并將變電站故障分析結(jié)果以簡潔明了的可視化界面綜合展示。4）經(jīng)濟運行與優(yōu)化控制綜合利用變壓器自動調(diào)壓、無功補償設(shè)備自動調(diào)節(jié)等手段，支持變電站及智能電網(wǎng)調(diào)度技術(shù)支持系統(tǒng)安全經(jīng)濟運行及優(yōu)化控制。5）站域控制利用對站內(nèi)信息的集中處理、判斷，實現(xiàn)站內(nèi)自動控制裝置（如備自投、母線分合運行）的協(xié)調(diào)工作，適應(yīng)系統(tǒng)運行方式的要求。3.9 變電站在線監(jiān)測系統(tǒng)智能變電站是智能電網(wǎng)建設(shè)的重要組成部分，其最重要的特征是一次設(shè)備智能化和二次系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)化。一次設(shè)備智能化意味著對一次設(shè)備實現(xiàn)廣泛的在線監(jiān)測，將設(shè)備檢修策略從 “定期檢修”變成“狀態(tài)檢修”。二次系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)化則是以高速以太網(wǎng)絡(luò)通信平臺為基礎(chǔ)，采用DL/T860標準對變電站內(nèi)一、二次設(shè)備信息進行標準化建模，有效解決異構(gòu)系統(tǒng)之間的信息互通問題。66kV后塔變電站配置全站在線監(jiān)測設(shè)備，在線監(jiān)測范圍：主變、避雷器。66kV后塔變電站變電站設(shè)備在線監(jiān)測參量：主變油中溶解氣體；避雷器泄漏電流、動作次數(shù)。66kV后塔變電站設(shè)備在線監(jiān)測實現(xiàn)方式：本工程在線狀態(tài)監(jiān)測廠家設(shè)置現(xiàn)場監(jiān)測單元，集中采集某類設(shè)備的傳感器信號，并將診斷后的結(jié)果信息以全站統(tǒng)一的DL/T860規(guī)約上傳至統(tǒng)一的后臺主機，由全站統(tǒng)一的后臺軟件集中顯示設(shè)備的健康狀況。并遠傳至朝陽供電公司。 本工程在線監(jiān)測系統(tǒng)與站控層網(wǎng)絡(luò)共網(wǎng)運行，后臺系統(tǒng)與變電站自動化系統(tǒng)的后臺實現(xiàn)整合。4 土建部分4.1 概述4.1.1 所區(qū)場地概述（1）變電所按終期規(guī)模一次建成，場區(qū)征地面積2328，圍墻內(nèi)面積為2139。（2）建筑物單層布置，構(gòu)筑物滿足設(shè)備要求。4.1.2 設(shè)計的原始資料（1）工程地質(zhì)和水文地質(zhì)所區(qū)場地為丘陵地區(qū)，屬剝蝕殘山地貌單元。場區(qū)地勢較平坦，地基土從上至下分4層：含耕土層、碎石層、粗砂層、強風化大理巖層。建筑場地類別為II 類，屬中硬場地土，可進行工程建設(shè)的一般場地。場區(qū)抗震設(shè)防烈度為6度，設(shè)計基本地震加速度為0.05g，設(shè)計地震分組為第一組，設(shè)計特征周期為0.35S.鉆孔揭露深度內(nèi)未見地下水腐蝕性。（2）水文氣象平均年降水量622.9mm，年最多降水量970.2mm。最高溫度38.1,最低溫度-21.1。歷年最低氣溫月的平均氣溫為13.0。歷年最高氣溫月的平均氣溫為22.2。最大風速月的平均氣溫為9.7。4月。冬天主導(dǎo)風向為偏北風。夏天主導(dǎo)風向為偏南風。最大凍土深度：1.2m。4.1.3 主要建筑材料（1）現(xiàn)建筑物為磚混結(jié)構(gòu)，基礎(chǔ)采用毛石砌筑、I/ II級鋼筋，墊層采用C10混凝土。屋面板采用SP預(yù)應(yīng)力混凝土板，100厚屋面板后澆帶。（2）主控室，高壓室，工具間，檢修間粉刷涂料；塑鋼窗、防火門及鋁合金防盜門；砌體材料選用承重多孔磚。4.2 所區(qū)總布置與交通運輸4.2.1 全所總體規(guī)劃（1）所址位于思山嶺鄉(xiāng)三道河子村頭東南方向，距離村子1.2公里，在沈丹G30421公路旁邊，地勢相對平坦，地質(zhì)條件較好，交通運輸方便。（2）變電站進站道路由東引接，路面寬度5.0m,進站道路與引接公路相接處轉(zhuǎn)彎半經(jīng)為9m。4.2.2 所區(qū)總平面布置（1）場區(qū)內(nèi)設(shè)砼環(huán)形路，局部綠化，變壓器，電容器,GIS戶外布置，見總平面布置圖。主建筑物室內(nèi)外高差為0.45米。（2）所區(qū)入口選定在東側(cè)，與東側(cè)公路相接。4.2.3 豎向布置（1）所區(qū)沿現(xiàn)有地形平整后設(shè)所區(qū)環(huán)形路，雨水經(jīng)道路排出所外。（2）道路縱向排水坡度為0.5%，經(jīng)所區(qū)入口處排向一號路。建筑物室內(nèi)外高差為0.45m，室內(nèi)標高見規(guī)劃條件圖。4.2.4 管溝布置（1）建筑物向東西兩側(cè)各出一條1mX1m的電纜溝。4.2.5 道路及場地處理（1）所內(nèi)道路采用環(huán)形設(shè)置，采用混凝土路面，內(nèi)轉(zhuǎn)彎半徑不小于7m，坡度為縱向0.5%。（2）所外道路采用混凝土路面。4.3 建筑4.3.1 全所建構(gòu)筑物簡述建筑名稱：主控樓，建筑面積230.6m2，單層磚混結(jié)構(gòu)，層高4.0m，抗震設(shè)防等級為7度。4.3.2 主控樓建筑（1）采用坡屋面，外立面造型簡單，利用外墻面線條進行裝飾，采用深色調(diào)。（2）建筑物為一層，分別設(shè)有主控室、20kV配電室、工具間、檢修間。20kV配電室下為電纜溝, 變壓器、GIS、電容器和消弧線圈均為戶外布置。建筑物層高4.0m，主控室及附屬房間采用擠塑苯板保溫。（3）外墻：15厚1：3水泥砂漿找平，15厚1：2.5水泥砂漿壓光，外刷涂料。門窗：采用中空雙玻璃塑鋼平開窗，外門設(shè)帶閉門器的鋁合金防盜門（無玻璃），10kV配電室、主控室、工具間、檢修間的內(nèi)門為甲級防火門。地面：工具間、檢修間、20kV配電室、主控室，走廊均為水泥砂漿地面。踢腳：工具間、檢修間、20kV配電室、主控室，走廊均為水泥砂漿踢腳，高度均為200mm。內(nèi)墻面：設(shè)備房間為水泥壓光后刷乳膠漆兩遍，主控室及附屬房間刷乳膠漆兩遍。頂棚：主控室，附屬房間均采用刮大白后