220KV变电站工程技术规格书

一次设备运行规程一次设备运行规程页脚内容PAGE页脚内容PAGE54一次设备运行规程页脚内容PAGE55220kV变电站工程技术规格书一、总论1.1概述1.1.1项目名称及内容名称：威远钢铁有限责任公司钒资源综合利用项目220kV变电站施工总承包工程内容：220kV变电站一座及其配套设施的设备成套提供、建造及相关服务的总承包。1.1.2项目说明新建钒资源综合利用项目220kV变电站施工总承包工程是钒资源综合利用项目的配套工程，担负威钢公司老区生产和钒资源综合利用项目范围内的用电负荷的输变配电。1.1.3总体要求1）对所提供的技术、设备的质量、技术性能指标、设备的安装、系统建造、调试及售后服务等完全负责。同时，投标方所提供的技术和设备应达到国内先进水平，并具备经济、可靠、安全的特点，且具有成功商业运行的经验。2）220kV变电站施工总承包工程项目设备供货范围新建钒资源综合利用项目220kV变电站施工总承包工程项目所需的全部变电站设施、设备、仪表及其软件均在采购范围内。3）技术服务要求技术服务内容包括:①系统调试（调试前提供书面的系统、设备调试方案）；②试运行（试运行前提供现场运行规程）；③对技术人员及操作工人的培训(理论和实践)等服务；④保证期的生产指导；⑤三大规程的编制。4）项目施工建造：包括本工程范围内的全部内容。5）项目进度总工期：11个月。应编制从合同生效到项目验收的、切实可行的项目进度表及网络图。进度表包括：土建、设备制造和安装（含仪表及自动化设备）、调试、试运行等必需的各阶段时间节点。1.2工作界面划分1.2.1双方工作界面划分如下：1.3.1.1220kV变电站红线内由投标方负责，红线外由招方负责；1.3.1.2220kV进线至220kV的GIS套管处由招标方负责，220kV的GIS套管处至220kV变电站内由投标方负责，交接点在220kV的GIS套管处。1.3.1.4220kV变电站内公辅管网、通讯、消防等由投标方负责，交接关系以各单元总图红线为界，交接点在红线外1m处。1.3.2投标方承担的工程内容红线范围以内的工作内容由投标方负责，其工作内容包括设备等采购、建安、单机调试、无负荷联动试车、配合试运行服务等。1.3220kV变电站工程规模及主要工艺技术参数1.3.1设计规模1.3.1.1主变容量：本期：2×180MVA最终：3×180MVA；1.3.1.2220千伏出线：最终4回出线，本期2回出线；1.3.1.3110千伏出线：最终12回出线，本期8回出线；1.3.1.410千伏无出线：10kV电容器最终12组；本期8组；10kV站用变最终2台，本期2台。本期只上10kVI、II段母线。1.3.2变电站为连续工作制，每天三班，每班工作8小时。1.3.3主要技术参数全厂估算负荷如下：(主变低压侧)有功功率：196.1MW无功功率：52.4Mvar表观功率：203.0MVA功率因数：0.97（补偿后）总图布置220kV变电站工程详见红线图。1.5环境保护本工程的环境保护设计按以下有关环保法规、标准进行，如有与该项目环境影响评价及其审批意见不一致之处，应以环评及其审批意见为指导进行下阶段设计。1.7.1设计依据及遵循的环境保护法规、等级《建设项目环境保护管理条例》国务院令[1998]第253号；《建设项目环境保护设计规定》(87)国环字第002号文；《钢铁工业环境保护设计规范》GB50406－2007。设计执行的排放标准见表8.1－1。表8.1－1工程执行的排放标准值污染物执行标准标准级别标准值生活污水《污水综合排放标准》(GB8978－1996)一级COD：100mg/LBOD5：20mg/LSS：70mg/L1.7.2本工程所产生生活污水主要含COD约350mg/L，BOD5约250mg/L，SS约300mg/L，污水经过化粪池处理后排至全厂生活污水排水管网，送全厂生活污水处理厂统一处理。1.7.3为美化环境、净化空气、改善厂区劳动条件，设计充分利用厂内空地、道路两侧通道和周边场地进行厂区绿化。1.7.4本工程的环境管理和监测工作由威钢公司所设置的专门环境保护管理和监测机构负责.二、工程项目设施2.1变电设施220kV变电站1座。2.2电气一次部分2.2.1电气主接线2.2.1.1变电站建设规模1）、主变容量:本期3×180MVA，最终2×180MVA，预留扩建第3台主变的位置；2）、220千伏出线：最终2回，本期2回（内江、茶山）；3）、110千伏出线：最终12回，本期8回（铁前降I、铁前降II、轧钢降I、轧钢降II、老厂1#站两回、老厂2#站两回）；4）、10千伏出线：本期及最终均不出线；5）、10千伏无功补偿：最终3×4×10MVar，本期2×4×10MVar。电气主接线根据DL/T5218-2005《220kV～500kV变电所设计技术规程》中规定要求设置。2.2.1.2220kV电气接线220kV采用双母线接线，设专用母联断路器。该接线供电可靠、调度灵活。2.2.1.3110kV电气接线110kV采用双母线接线，设专用母联断路器。该接线供电可靠、调度灵活。2.2.1.410kV电气接线方案10千伏采用单母线接线，本期及最终均不出线，仅出电容器及站用变回路；电容器补偿最终3×4×10Mvar，本期2×4×10Mvar，共分为8组(8×10020kvar)，本期上10千伏I、II段母线的8组电容器组。电容器组采用相电压差动保护接线。2.2.1.5各级中性点接地方式主变压器为三绕组型，220kV和110kV为星形接线，中性点通过隔离开关接地。10kV为∆形接线，为不接地系统。2.2.2短路电流及主要电气设备选择2.2.2.1短路电流本工程短路电流设计水平年为2020年时，本站220kV母线单相短路电流为14.23kA和110kV母线短路电流为15.36kA。随着电网装机容量的不断增加和电网的逐步加强，电网供电能力和可靠性提高的同时，短路水平也随之增加。本次设计按照以下短路水平选择设备：220kV电压等级：50kA110kV电压等级：40kA10kV电压等级：31.5kA2.2.2.2主要设备选择主要电气设备选型符合国家电网基建[2011]374号文“关于印发国家电网标准化建设成果（通用设计、通用设备）应用目录（第二次增补）的通知”的要求。主变压器选型1）采用有载调压三相三绕组变压器；2）220kV变电站作为威钢厂区110kV电网供电的主要电源，应采用降压型变压器；3）变压器冷却方式推荐采用自然油循环自冷（ONAN）；4）三次绕组额定容量按照50%全容量考虑，选用90MVA；5）接线组别为YNy0d11；6）变压器阻抗按照2011年版通用设备选择。主变压器选择结果见表3-1。表3-1主变选择结果表项目参数型式三相三绕组，油浸式有载调压容量180/180/90MVA额定电压230±8×1.25%/121/10.5kV接线组别Yny0d11阻抗电压Uk1-2%＝14，Uk1-3%＝35，Uk2-3%＝20冷却方式自然油循环自冷（ONAN）套管CT高压套管600～800/5A,5P30/5P30/0.5,外绝缘爬电距离不小于6300mm中压套管800～1600/5A,5P30/5P30/0.5,外绝缘爬电距离不小于3150mm高压中性点套管200～400～600/5A,5P30/5P30,外绝缘爬电距离不小于3150mm中压中性点套管200～400～600/5A,5P30/5P30,外绝缘爬电距离不小于1813mm220kV电气设备选择由于本站站址所处地区为山地，场地狭窄，站址场地不具备按常规AIS设备布置的条件；且威钢新老厂区污染较重；GIS相比于常规的AIS设备具有外绝缘件少，安装简单、运行便利、占地少、抗震性能好的特点，虽然GIS设备的投资较AIS设备大，但为了保证设备安全运行，节约土地及减少土建工程量和减少房屋拆迁。本站220千伏、110千伏配电装置均采用GIS设备屋内布置，主变压器采用屋外布置。220kV主要设备采用户外GIS设备，架空出线。进出线避雷器、电压互感器采用敞开式设备。为减少停电时间，方便扩建，预留间隔上主母线、母线侧隔离开关及检修接地开关。220kVGIS主母线应选每个独立气室不超过2个间隔，且气室长度均不宜超过8米。GIS分支母线气室长度不超过12米。气室分布应按照功能元件划分独立气室。每个独立气室间气体不得联通，并配备1个带温度补偿和压力指示器的抗震型SF6气体密度继电器，密度继电器与本体之间应有手动阀门以满足不拆卸即可进行校验的要求。按照短路电流水平，220kV设备额定开断电流为50kA，动稳定电流峰值125kA。根据通用设备标准参数选择220kV母线额定工作电流3150A，母联、进出线回路额定工作电流3150A。220kV主要设备选择结果见表3-2。表3-2220kV主要设备选择结果设备名称型式及主要参数备注GIS断路器252kV，2500A，50kA隔离开关252kV，2500A，50kA/3s接地开关252kV，50kA/3s电流互感器252kV，2×1250/5A（2500/5A），5P30/5P30/0.5/0.2S5P30/5P30/5P30出线间隔252kV，2×1250/5A（2500/5A），5P30/5P30/0.5/0.2S5P30/5P30/5P30主变间隔252kV，2×1250/5A（2500/5A），5P30/5P30/5P300.5/5P30/5P30母联间隔母线型电压互感器252kV，(220/√3)/(0.1/√3)/(0.1/√3)/(0.1/√3)/0.10.2/0.5/3P/3P线路型电压互感器户外、电容式、A相，252kV，0.2/0.5/3P避雷器Y10W-216/562kV110kV电气设备选择110kV主要设备采用户内GIS设备，电缆出线。为减少停电时间，方便扩建，GIS主母线一次上齐，预留间隔上主母线、母线侧隔离开关及检修接地开关。110kVGIS主母线应选每个独立气室不超过2个间隔，且气室长度均不宜超过8米。GIS分支母线气室长度不超过12米。气室分布应按照功能元件划分独立气室。每个独立气室间气体不得联通，并配备1个带温度补偿和压力指示器的抗震型SF6气体密度继电器，密度继电器与本体之间应有手动阀门以满足不拆卸即可进行校验的要求。按照短路电流水平，110kV设备额定开断电流为40kA，动稳定电流峰值100kA。根据通用设备标准参数选择110kV母线额定工作电流2000A；母联、进出线回路额定工作电流2000A。110kV主要设备选择结果见表3-3。表3-3110kV主要设备选择结果设备名称型式及主要参数备注GIS断路器126kV，2000A，40kA隔离开关126kV，2000A，40kA/3s接地开关126kV，40kA/3s电流互感器126kV，1000-2000/5A5P30/5P305P30/0.5/0.2S主变间隔126kV，1000-2000/5A5P30/5P300.5/5P30/5P30母联间隔126kV，600-1200/5A5P30/5P305P30/0.5/0.2S出线间隔母线型电压互感器126kV，(110/√3)/(0.1/√3)/(0.1/√3)/(0.1/√3)/0.1kV，0.2/0.5/3P/3P线路电压互感器A相，126kV，(110/√3)/(0.1/√3)/0.1kV，0.5/3P避雷器108/281kV10kV电气设备选择10kV开关柜采用中置式高压开关柜，单列布置。按照短路电流水平，10kV断路器额定短路开断电流为31.5kA，动稳定电流峰值80kA。10kV进线柜额定电流为3150A，其余柜额定电流为1250A。柜内所有断路器均采用SF6断路器，配一体化弹簧操作机构。主要设备选择结果见表3-4。表3-435kV主要设备选择结果设备名称型式及主要参数备注电容器户外框架式成套设备，10kV，10Mvar站用变户外油浸式无载调压变压器，10kV，Dyn11，315kVA开关柜SF6断路器12kV，3150A，40kA主变12kV，1250A，31.5kA电容、站变接地开关12kV，31.5kA/4s电流互感器干式，12kV，4000/5A，5P30/5P30/0.5/0.2S主变干式，12kV，800/5A，5P30/0.5/0.2S电容干式，12kV，100/5A，5P30/0.5/0.2S站用变电压互感器干式，12kV，(10/√3)/(0.1/√3)/(0.1/√3)/(0.1/3)kV，0.2/0.5/3P熔断器电压互感器保护用，10kV，0.5A，31.5kA母线设备避雷器YH5W-51/1342.2.2.3导体选择(1)各级电压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、母联导体载流量按不小于主变额定容量1.05倍计算。（2）220kV、110kV、10kV出线回路的导体规格不小于送电线路的规格。选择结果见表3-5。表3-5导体选择结果电压(kV)回路名称回路电流最大(A)选用导体控制条件导线根数×型号载流量(A)220主母线1350由设备厂家明确3150按实际穿越功率母联1350由设备厂家明确3150按实际穿越功率出线13502×LGJ-400/351764按系统提资主变压器进线450LGJ-630/45990-母线设备110主母线2700由设备厂家明确3150按实际穿越功率母联2700由设备厂家明确3150按实际穿越功率出线330YJLW03-64/110-1x800mm2820按系统提资主变压器进线9442×LGJ-630/451960-母线设备10主变压器进线3000全封闭绝缘管母4000由实际负荷控制主母线3000由设备厂家明确4000由实际负荷控制电容器回路550YJV22-8.7/15-3×500710由载流量控制站用变回路20YJV22-8.7/15-3×240430由热稳定校验控制2.2.3绝缘配合及过电压保护电气设备的绝缘配合，参照国家标准GB11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》、行业标准DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护绝缘配合》确定的原则进行选择。2.2.3.1220kV电气设备的绝缘配合（1）避雷器选择220kV氧化锌避雷器按2009版通用设备选型，作为220kV绝缘配合的基准，其主要技术参数见表3-6。表3-6220kV氧化锌避雷器主要技术参数名称参数额定电压（kV，有效值）216持续运行电压（kV，有效值）168.5操作冲击500A残压（kV，峰值）478雷电冲击10kA残压（kV，峰值）562陡波冲击10kA残压（kV，峰值）630（2）220kV电气设备的绝缘水平220kV系统以雷电过电压决定设备的绝缘水平，在此条件下一般都能耐受操作过电压的作用。所以，在绝缘配合中不考虑操作波试验电压的配合。雷电冲击的配合，以雷电冲击10kA残压为基准，配合系数取1.4。按国网采购标准真能干对设备的要求，220kV电气设备的绝缘水平见表3-7，经核算满足配合要求。表3-7220kV电气设备的绝缘水平试验电压设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压（kV，峰值）1min工频耐压（kV，有效值）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器95010501050395460其它电器10501155460断路器断口间1050460隔离开关断口间1050+200460+1452.2.3.2110kV电气设备的绝缘配合（1）避雷器选择110kV氧化锌避雷器按2009版通用设备选型，作为110kV绝缘配合的基准，其主要技术参数见表3-8。表3-8110kV氧化锌避雷器主要技术参数名称参数额定电压（kV，有效值）108持续运行电压（kV，有效值）84操作冲击500kA残压（kV，峰值）239雷电冲击10kA残压（kV，峰值）281陡波冲击10kA残压（kV，峰值）315（2）110kV电气设备的绝缘水平110kV系统以雷电过电压决定设备的绝缘水平，在此条件下一般都能耐受操作过电压的作用。所以，在绝缘配合中不考虑操作波试验电压的配合。雷电冲击的配合，以雷电冲击10kA残压为基准，配合系数取1.4。按国网采购标准真能干对设备的要求，110kV电气设备的绝缘水平见表3-9，经核算满足配合要求。表3-9110kV电气设备的绝缘水平试验电压设备名称设备耐受电压值雷电冲击耐压（kV，峰值）1min工频耐压（kV，有效值）全波截波内绝缘外绝缘内绝缘外绝缘主变压器480550530200230其它电器550530230断路器断口间550230隔离开关断口间550+100230+702.2.3.3雷电过电压保护（1）主变压器的绝缘配合本工程选用三相三绕组电力变压器，主变压器220kV/110kV/10kV侧均按设置避雷器，以保护主变压器。（2）220kV、110kV、10kV配电装置雷电过电压保护。220、110kVGIS出线套管处均配置避雷器,10kV电容器电缆处设置避雷器。220kV及110kV母线不配置避雷器。10kV开关柜每组母线配置1组避雷器。（3）防直击雷全站采用在220kV配电装置架构上、110kV配电装置场地设置避雷针进行直击雷保护。220kV架构避雷针的高度为30m，110kV场地独立避雷针的高度为30m。2.2.3.4设备外绝缘及绝缘子串选择根据2008年《四川省电力系统污区分布图》，本站址属IV级污秽区，本站设备最小公称爬电比距按31mm/kV选择，本站户外电气设备均按不低于此要求选择。站址海拔高度1000米以下，空气间隙A1、A2按DL/T5352-2006《高压配电装置设计技术规程》中要求不进行修正；设备外绝缘参数执行《国家电网公司物资采购标准高海拔外绝缘配置技术规范》规定。220千伏绝缘子串选用16(XWP-16)，110千伏绝缘子串选用9(XWP-16)。系统标称电压（kV）35110J220J≤1000m海拔时A1值（mm）4009001800≤1000m海拔时A2值（mm）400100020002.2.3.5接地变电站接地采用水平接地带为主、垂直接地极和防腐离子接地体为辅的混合接地网，接地带选用－50×8的热镀锌扁钢，垂直接地极选用50热镀锌钢管，离子接地体建议采用40根DV-040G防腐接地体。根据本工程初设阶段的《岩土工程勘察报告》本站场地地基土含有中风化砂岩的土壤电阻率为1200Ω•m。本变电站按大电流接地系统设计。依据“两型一化”的要求，全场取消绿化，敷设150mm厚的碎石,并在有接地引下线的构架、设备支架周围周围2米见方的地方，上层敷设50mm厚的沥青混凝土，下层敷设100mm厚碎石（粒径＜50mm）素土夯实。通过以上处理则可以满足跨步电势的要求，但不满足接触电势的要求。因此本变电站还需采取降阻措施：变电站的降阻方案考虑用离子接地极降阻的方式，通过在变电站四周敷设40套防腐离子接地体，并与水平接地网并联后，要求任何季节变电站接地电阻满足要求。2.2.4电气设备布置及配电装置2.2.4.1电气总平面布置电气平面布置力求紧凑合理，出线方便，减少占地面积，节省投资。全站总布置按照变电站最终规模设计。220kV采用户内GIS配电装置布置在站区北侧，10kV电容器室与220kV配电装置同属一栋建筑；110kV户内GIS配电装置布置在站区南侧，10kV配电室采用屋内成套开关柜与110kV配电装置室、主控制室及辅助房间布置于同一建筑内；110kV出线经电缆引至站外。在220kV配电装置和主变压器场地之间设置一条运输道路。变电站出口位于南侧，正对主变运输道路。电气总平面布置方案图详见B2011201C-D0101-03。2.2.4.2220kV配电装置按照国家电网通用设计使用手册〔2011年版〕，本工程总体布置型式参考220-A3-2方案。220kV配电装置采用户内GIS，采用架空出线，主变架空进线方式，采用分相式断路器双列布置；出线架构间隔宽度13m；出线门型架挂点高度14m。主变压器构架中心线至运输道路中心线距离12.75m，220kV配电装置室至围墙纵向尺寸17m。2.2.4.3110kV配电装置110kV配电装置参照标准设计A3-2方案。110kV配电装置采用户内GIS，采用电缆出线、主变架空进线方式（预留3#主变采用电缆进线），采用三相共体断路器双列布置；110kV户内GIS配电装置室横向尺寸30.0m、纵向尺寸13.5m。2.2.4.410kV配电装置本方案10kV配电装置采用中置式开关柜户内单列布置，主变进线采用架空母线桥方式，其余出线均采用电缆，整个10kV配电装置室的平面布置横向尺寸为50m，纵向尺寸为10.0m。2.2.5站用电及照明2.2.5.1站用电本变电站站用电源交直流一体化系统包括交流、直流、逆变等部分，由交流进线模块、交流馈线模块、充电模块、逆变电源模块、站用通信电源模块、直流馈线模块、直流母线绝缘监测模块、蓄电池组、蓄电池监测模块、数字一体化监控模块组成。交流站用电系统为380/220V中性点接地系统，由一体化电源系统的交流低压配电柜供电。为提高供电可靠性，站用电系统采用单母线分段接线，每台站用变各带一段母线，同时带电分列运行。重要回路为双回路供电，全容量备用。2.2.5.2照明全站设工作照明和应急照明。正常照明由一体化电源屏供电，采用380/220伏三相五线制。应急照明采用交直流切换方式，正常状态下由交流供电，事故状态下自动切换至直流供电。检修电源由380/220伏一体化电源屏供电供电。主控及继电器室采用节能管吊式组合荧光灯照明，并设应急照明和直流常明灯。屋内照明以荧光灯照明为主；屋外配电装置采用高效投光灯照明。照明灯具除按各区域分别满足其照度、显色性等要求设置外，一般选择高效节能灯具及光源。2.3电气二次部分2.3.1变电站自动化系统2.3.1.1主要设计原则(1)变电站自动化系统采用开放式分层分布式系统，系统设备配置和功能满足无人值班技术要求。(2)变电站自动化系统统一组网，采用DL/T860通信标准；变电站内信息具有共享性，保护故障信息、远动信息、微机防误系统不重复采集。(3)变电站自动化系统实现全站的防误闭锁操作功能。(4)变电站自动化系统提供完整、准确、一致、及时的基础自动化数据。2.3.1.2系统构成(1)变电站自动化系统在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层组成。(2)站控层由主机兼操作员站、远动通信装置和其他各种功能站构成，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。(3)间隔层由保护、测控、计量、录波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。(4)过程层由互感器、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。2.3.1.3网络结构2.3.1.3.1站控层及间隔层网络：采用双重化星形以太网。2.3.1.3.2过程层网络：(1)配置220kVGOOSE网，星形双网结构；配置220kV采样值SV网，星形双网结构。(2)配置110kVGOOSE网，星形双网结构；不配置110kV采样值SV网。(3)10kV不配置独立的过程层网络，GOOSE报文通过站控层网络传输。(4)双重化配置的保护分别接入不同的过程层GOOSE网络；单套配置的保护、测控装置同时接入两套不同的过程层GOOSE网络。SV网用于接入测控装置、电度表、录波装置。2.3.1.4设备配置2.3.1.4.1站控层设备：(1)主机：站控层主机集成操作员站、工程师站、五防工作站、保护及故障信息子站功能，实现信息共享与功能整合，减少后台数量。主机双套配置。(2)远动通信装置双套配置。2.3.1.4.2间隔层设备：(1)主变三侧及本体的测控装置均独立单套配置。(2)母线测控装置均独立单套配置。(3)220kV间隔测控装置均独立单套配置，其余间隔均采用保护测控合一装置。(4)配置网络报文记录分析装置，记录站控层MMS网、过程层GOOSE网、采样值SV网的信息。(5)有载调压和无功投切由变电站自动化系统和调度/集控主站系统共同实现集成应用，不设置独立的控制装置。(6)设置网络打印机，打印全站各装置的保护告警、事件、波形等，取消装置屏上的打印机。2.3.1.4.3过程层设备：(1)一次设备采用“一次设备本体＋传感器＋智能组件”形式。智能组件包括：智能终端、合并单元、状态监测IED等。(2)主变各侧智能终端冗余配置，主变本体智能终端单套配置。(3)220kV、110kV母线智能终端单套配置。(4)220kV间隔智能终端冗余配置，110kV间隔智能终端单套配置。(5)10kV配电装置采用户内开关柜布置，不配置智能终端。(6)主变各侧、220kV间隔合并单元冗余配置。(7)110kV间隔合并单元单套配置。(8)220kV、110kV双母线接线，两段母线按双重化配置两台合并单元。(9)合并单元具备电压切换或电压并列功能，支持以GOOSE方式开入断路器或刀闸位置状态；合并单元应能提供输出IEC61850-9-2协议的接口及输出IEC60044-8的FT3协议的接口。2.3.1.4.4网络通信设备：(1)站控层及间隔层网络交换机：冗余配置2台中心交换机，其余交换机按星形方式接入中心交换机。端口速率选用100M，其中交换机级联端口选用1000M。(2)过程层交换机：选用16口全光口交换机，每台交换机可对应多个间隔。端口速率均选用100M。(3)主控制室和继电器室内网络通信介质采用超五类屏蔽双绞线；通向户外的通信介质采用光缆。(4)GOOSE网和SV网报文的传输介质采用光缆，光纤连接采用1310nm多模ST光纤接口。2.3.2元件保护及自动装置2.3.2.1220kV主变压器保护(1)配置两套纵联差动保护和一套非电气量保护作为主保护，以保护变压器绕组及其引出线的相间短路故障。(2)在高压侧和中压侧配置两套复合电压闭锁方向过流保护，在低压侧配置两套电流速断和复合电压闭锁过流保护作为变压器主保护相间短路故障和相邻元件的后备保护。(3)在变压器高、中压侧中性点配置两套零序电流保护，间隙零序电流保护和零序电压保护作为后备保护。(4)变压器各侧装设过负荷保护，延时动作于信号。(5)变压器保护采用主、后一体化的保护装置。(6)变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器；经GOOSE网络跳母联断路器、启动断路器失灵，并通过GOOSE网络接收失灵保护跳闸命令，实现联跳变压器各侧断路器。(7)非电量保护采用就地直接电缆跳闸。(8)两套变压器保护的采样值分别取自相互独立的合并单元。(9)两套保护与双重化配置的GOOSE网一一对应，跳闸回路与双重化配置的智能终端一一对应。(10)保护装置之间的相互启动、相互闭锁以及保护装置和智能终端之间的位置状态传递通过GOOSE网实现。(11)变压器保护与站控层信息交互采用DL/T860标准。2.3.2.210kV站用变压器保护配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护。采用保护、测控、录波、计量合一装置，就地安装于开关柜内。保护装置与站控层信息交互采用DL/T860标准。2.3.2.310kV并联电容器保护配置微机型电流速断保护，过流保护，电压差动保护以及过压、失压保护。采用保护、测控、录波合一装置，就地安装于开关柜内。保护装置与站控层信息交互采用DL/T860标准。2.3.3交直流一体化系统本站采用交直流一体化电源系统。全站直流、交流、UPS(逆变)、通信等电源采用一体化设计、一体化配置、一体化监控，其运行工况和信息数据通过一体化监控单元展示并通过DL/T860标准数据格式接入自动化系统。2.3.3.1交流电源部分交流站用电系统采用三相四线制接线、380/220V中性点接地系统。为提高供电可靠性，站用电系统采用单母线分段接线，每台站用变各带一段母线，同时带电分列运行。重要回路为双回路供电，全容量备用。2.3.3.2直流电源部分2.3.3.2.1直流系统电压操作直流系统电压采用220V。2.3.3.2.2蓄电池型式、容量及组数(1)本站装设两组300Ah蓄电池，单体2V，每组108只，采用阀控式密封铅酸蓄电池。(2)全站蓄电池容量考虑通信负荷，取消通信蓄电池。每组蓄电池组容量选择按2小时放电考虑。2.3.3.2.3充电装置型式及台数配置两套高频开关充电装置，每套5只20A充电模块，按N＋1热备份方式运行。2.3.3.2.4直流系统接线方式(1)直流系统采用两段单母线接线，两段直流母线之间设置联络电器，每组蓄电池及其充电装置分别接入不同母线段。(2)直流系统接线满足正常运行时，两段母线切换时不中断供电的要求，切换过程中允许两组蓄电池短时并列运行。(3)每组蓄电池均设有专用的试验放电回路。试验放电设备经隔离和保护电器直接与蓄电池组出口回路并接。2.3.3.2.5直流系统供电方式(1)直流系统采用直流系统屏一级供电方式。直流充电及馈线等设备由6面柜组成。(2)主控室的测控、保护、故障录波、自动装置等设备采用辐射式供电方式，10kV开关柜顶直流网络采用环网供电方式。(3)馈线开关选用专用直流空气开关，分馈线开关与总开关之间至少保证3～4级级差。2.3.3.2.6直流系统设备布置直流屏布置于主控及继电器室。操作蓄电池采用支架方式集中布置于专用蓄电池室。2.3.3.3UPS(逆变)电源部分(1)配置一套UPS电源，采用主机双套冗余方式，主机容量2×10kVA，主机和馈线等设备由1面柜组成。(2)UPS负荷包括计算机监控系统、电能量计费系统、火灾报警系统、通信设备等。(3)UPS为静态整流、逆变装置。UPS为单相输出，输出的配电屏馈线采用辐射状供电方式。(4)UPS正常运行时由站内交流电源供电，当输入电源故障或整流器故障时，由变电站220V直流系统供电。(5)UPS的正常交流输入端、旁路交流输入端、直流输入端、逆变器的输入和输出端及UPS输出端装设自动开关进行保护。2.3.3.4站用通信电源部分2.3.3.4.1配置原则站用通信电源由站内直流系统的DC-DC装置供电，配置两套DC/DC装置，每段-48V直流母线分别接一套DC/DC装置，每套DC/DC装置的模块按N+1考虑备份模块。两套DC/DC装置电源需引自站内不同电源。2.3.3.4.2技术要求（1）DC/DC装置直流输入标称电压为220V；（2）DC/DC装置直流输出标称电压为-48V。（3）DC/DC装置应具有完善的保护功能。当直流输入过压或欠压、直流输出过压或欠压时，装置均能自动保护，发出告警信号，在故障排除后应能自动恢复正常工作。（4）馈线故障时应能可靠隔离，不应影响DC/DC模块的正常工作，直流馈线断路器应具有较好的电流－时间带特性曲线，并满足可靠性、选择性、灵敏性和瞬动性要求。2.3.3.5一体化电源监控部分一体化监控装置通过总线方式与各子电源监控单元通信，各子电源监控单元与成套装置中各监控模块通信，一体化监控装置以DL/T860标准协议接入计算机监控系统，实现对一体化电源系统的数据采集和集中管理。配置一体化电源监控柜1面2.3.3.5.1交流电源监控设置2个进线监控模块实现进线电源监控和备用电源自动投切功能，每面馈线柜根据馈线数量和重要性设置1～2个馈线监控模块，设置交流总监控模块，进线监控模块和馈线监控模块通过总线方式与交流总监控模块通信上传信息，并接收交流总监控模块下达的控制指令。2.3.3.5.2直流电源监控直流电源中每套充电装置配置1台直流监控装置，每组蓄电池配置1套在线监测装置，每面馈线柜根据馈线数量设置2～3个馈线监测模块，每面馈线柜配置1台直流绝缘检测装置。蓄电池在线监测装置、馈线监测模块、直流绝缘检测装置通过总线方式与直流监控装置通信上传信息，直流监控装置可以实现数据的分析、处理，并通过网口方式接入一体化监控装置。2.3.3.5.3通信电源监控每套DC/DC装置配置1台通信监控装置，每面馈线柜根据馈线数量设置2～3个馈线监测模块，馈线监测模块与通信监控装置通信，通信监控装置通过网口方式接入一体化监控装置。2.3.3.5.4UPS电源监控设置逆变电源监控模块，实现对逆变电源的监控和管理，并通过网口方式接入一体化监控装置。2.3.4其他二次系统2.3.4.1全站时钟同步系统（1）配置1套全站公用的时间同步系统，主时钟双重化配置，支持北斗系统和GPS标准授时信号，优先采用北斗系统，时钟同步精度和守时精度满足站内所有设备的对时精度要求。（2）站控层设备采用SNTP对时方式。（3）间隔层和过程层设备采用IEC-61588网络对时。2.3.4.2非关口电能计量系统主变三侧、110kV线路配置数字式电能表，单表配置，有功精度0.5S级，并具备标准RS-485通信接口，接入站内的电能量信息采集终端，采集各电能表的实时、历史数据和各种事件记录等。电能表与保护测控装置共同组屏。2.3.4.3设备状态监测系统（1）全站共用统一的后台系统，各类设备状态监测统一后台分析软件、接口类型和传输规约，实现全站设备状态监测数据的传输、汇总和诊断分析。（2）状态监测范围：主变压器、高压组合电器（GIS）、金属氧化物避雷器。（3）状态监测参量：主变压器：油中溶解气体、铁芯接地电流；220kV高压组合电器（GIS）：SF6气体密度；金属氧化物避雷器：泄漏电流、放电次数。（4）设备状态监测系统采用分层分布式结构，由传感器、状态监测IED、后台系统构成。传感器与状态监测IED间采用RS485总线或CAN总线方式传输模拟量数据，状态监测IED之间或状态监测IED与后台系统间采用DL/T860标准通信，通信网络采用100M及以上高速以太网。（5）设备状态监测系统通过一体化信息平台与变电站自动化系统接口，并预留与远方状态监测主站端系统的通信接口。2.3.4.4智能辅助控制系统配置1套智能辅助控制系统，实现图像监控、火灾报警、消防、照明、采暖通风、环境监测等系统的智能联动控制。（1）智能辅助控制系统包括：智能辅助系统平台、图像监视及安全警卫设备、火灾自动报警设备、环境监控设备等。（2）智能辅助系统平台采用DL/T860标准通信，实时接收站端视频、环境数据、安全警卫、人员出入、火灾报警等各终端装置上传的信息，分类存储各类信息并进行分析、判断，实现辅助系统管理和监视控制功能。（3）图像监视设备与安全警卫、火灾报警、消防、环境监测等相关设备实现联动控制；采暖通风设备根据环境监测数据自动启停。（4）智能辅助控制系统实现变电站内照明灯光的远程开启及关闭，并与图像监控设备实现联动操作。（5）空调、给排水等可自动完成启停功能，并可通过智能辅助控制系统实现联动控制。（6）智能辅助控制系统通过一体化信息平台与变电站自动化系统接口，并预留与远方主站端系统的通信接口。2.3.4.5二次设备的接地、防雷、抗干扰2.3.4.5.1接地(1)控制电缆的屏蔽层两端可靠接地。(2)所有敏感电子装置的工作接地应不与安全地或保护接地混接。(3)在主控制室、二次设备室的电缆沟或屏（柜）下层的电缆室内，按屏（柜）布置的方向敷设截面不小于100mm2的专用接地铜排，并首末端连接，形成二次设备室的内等电位接地网。二次设备室的内等电位接地网必须用至少4根以上、截面不小于50mm2的铜排（缆）与变电站的主接地网可靠接地。(4)静态保护和控制装置的屏（柜）下部应设有截面不小于100mm2的接地铜排。屏（柜）上装置的接地端子应用截面不小于4mm2的多股铜线和接地铜排相连。接地铜排应用截面不小于50mm2的铜排（缆）与二次设备室的内等电位接地网相连。(5)微机型继电保护装置屏（柜）屏内的交流供电电源（照明、打印机和调制解调器）的中性线（零线）不应接入等电位接地网。2.3.4.5.2防雷在各种装置的交、直流电源输入处设电源防雷器，在通信信道装设通信信道防雷器。2.3.4.5.3抗干扰(1)微机型继电保护装置所有二次回路的电缆均应使用屏蔽电缆或光缆。(2)交流电流和交流电压回路、交流和直流回路，以及来自开关场电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均应使用各自独立的电缆。(3)保护装置的跳闸回路均应使用各自独立的电/光缆。(4)针对来自系统操作、故障、直流接地等异常情况，应采取有效防误动措施，防止保护装置单一元件损坏可能引起的不正确动作。(5)所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电压在额定直流电源电压的55%～70%范围以内的中间继电器，并要求其动作功率不低于5W。(6)经过配电装置的通信网络连线均采用光纤介质；(7)二次电缆的敷设，尽可能离开高压母线、避雷器和避雷针的接地点、并联电容器、CVT、结合电容及电容式套管等设备，合理规划二次电/光缆的敷设路径，避免和减少迂回，缩短二次电/光缆的长度。2.3.5二次设备组屏(柜)及布置2.3.5.1组屏(柜)方案（1）主变测控与计量单独组屏，每台主变组一面屏。（2）主变保护单独组屏，每台主变的两套双重化保护组一面屏。（3）故障录波单独组屏，220kV故障录波装置和110kV故障录波装置各组一面屏，每台主变故障录波装置各组一面屏。（4）母差保护采用分布式集中组屏方式，每套母差保护组一面屏。（5）220kV间隔双重化保护与测控装置、计量单独组屏，一个间隔组一面屏。（6）110kV间隔保护测控合一装置与计量单独组屏，两个间隔组一面屏。（7）合并单元、智能终端下放布置于就地汇控柜内。（8）网络交换机单独组屏，每面屏按布置6台交换机考虑。双重化网络的交换机不组在一面屏内。2.3.5.2屏(柜)的统一要求2.3.5.2.1屏(柜)的尺寸安装在通信设备屏位屏(柜)的外形尺寸采用2260mm×600mm×600mm(高×宽×深，高度中包含60mm眉头)，其他所有二次系统设备屏(柜)的外形尺寸采用2260mm×800mm×600mm(高×宽×深，高度中包含60mm眉头)。2.5.2.2屏(柜)的结构屏(柜)结构为屏(柜)前单开门、屏(柜)后双开门、垂直自立、柜门内嵌式的柜式结构，前门为玻璃门(不包括通信设备屏柜)，正视屏(柜)体转轴在左边，门把手在右边。2.3.5.2.3屏(柜)的颜色全站二次系统设备屏(柜)体颜色应统一。2.3.5.3二次设备布置二次设备根据以下原则进行布置：(1)主机兼操作员站、网络打印机等布置在二次设备室计算机工作台上；(2)10kV测控保护一体化装置就地布置在35kV开关柜上；(3)其它监测、计量、保护、通信等二次设备集中组柜布置在二次设备室；(4)蓄电池采用支架方式集中布置于专用蓄电池室；(5)二次设备室备用柜位按10%～15%考虑。2.3.6一体化信息平台和高级功能2.3.6.1一体化信息平台一体化信息平台从站控层网络直接采集SCADA数据、保护信息等数据，直接采集电能量、故障录波、设备状态监测等各类数据，作为变电站的统一数据基础平台。一体化信息平台主机与站控层主机统一配置。2.3.6.2高级功能(1)顺序控制基于一体化信息平台实现准确的数据采集，包括变电站内所有实时遥信量包括开关、闸刀、地刀等的位置，所有实时模拟量（电流、电压、功率等），以及其它辅助的遥信量。顺序控制功能具有防误闭锁、事件记录等功能。(2)智能告警及故障信息综合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。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。(3)设备状态可视化采集主要一次设备（变压器、断路器等）状态信息，进行可视化展示并发送到上级系统，为电网实现基于状态检测的设备全寿命周期综合优化管理提供基础数据支撑。(4)支撑经济运行与优化控制综合利用FACTS、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。(5)站域控制采用变电站监控系统实现小电流接地选线功能，取消独立装置。(6)源端维护 在保证安全的前提下，在变电站利用统一系统配置工具进行配置，生成标准配置文件，包括变电站网络拓扑等参数、IED数据模型及两者之间的联系。变电站主接线和分画面图形，图元与模型关联，应以可升级矢量图形（SVG）格式提供给调度/集控系统。2.4系统保护2.4.1系统继电保护配置2.4.1.1220kV线路保护川威～内江线路、川威～茶山线路川威侧：(1)每回线路配置两套光纤分相电流差动保护，一套采用专用光芯，一套复用SDH2M接口。(2)每套保护均含重合闸功能，两套重合闸均采用一对一起动和断路器控制状态与位置起动方式，不采用两套重合闸相互起动和相互闭锁方式。重合闸可实现单重、三重、禁止和停用方式。(3)每套保护还具有三段式相间距离、接地距离及多段式零序电流保护作为后备保护。(4)线路保护采用主、后一体化的保护装置。(5)线路保护直接采样，直接跳断路器；经GOOSE网络启动断路器失灵、重合闸。(6)两套线路保护的采样值分别取自相互独立的合并单元。(7)两套保护与双重化配置的GOOSE网一一对应，跳闸回路与双重化配置的智能终端一一对应。(8)保护装置之间的相互启动、相互闭锁以及保护装置和智能终端之间的位置状态传递通过GOOSE网实现。(9)线路保护与站控层信息交互采用DL/T860标准。内江与茶山侧保护须与川威侧相匹配，设备已计列在川威变电站新建工程。2.4.1.2110kV线路保护110kV线路本期8回，每回线路本侧均配置一套线路光纤分相差动保护，后备保护含三段式相间距离、接地距离、方向零序电流保护、三相一次重合闸等功能。对侧110kV线路保护应与本侧相匹配，设备已计列在川威变电站新建工程。(1)线路保护采用主、后一体化的保护装置。(2)线路保护直接采样，直接跳断路器；经GOOSE网络启动重合闸。(3)保护装置之间的相互启动、相互闭锁以及保护装置和智能终端之间的位置状态传递通过GOOSE网实现。(4)线路保护与站控层信息交互采用DL/T860标准。2.4.1.3母线保护及断路器失灵保护2.4.1.3.1220kV母线保护及断路器失灵保护(1)220kV母线配置两套母线保护，采用分布式母线保护。(2)220kV母线配置两套断路器失灵保护，失灵保护功能宜含在每套母线保护中。每套线路（或主变压器）保护动作各启动一套失灵保护。(3)母线和失灵保护均设有电压闭锁元件，母联断路器不经电压闭锁。(4)母线保护直接采样，直接跳断路器。(5)两套母线保护的采样值分别取自相互独立的合并单元。(6)两套保护与双重化配置的GOOSE网一一对应，跳闸回路与双重化配置的智能终端一一对应。(7)保护装置之间的相互启动、相互闭锁以及保护装置和智能终端之间的位置状态传递通过GOOSE网实现。(8)母线保护与站控层信息交互采用DL/T860标准。2.4.1.3.2110kV母线保护(1)110kV母线配置一套母线保护，采用分布式母线保护。(2)母线保护直接采样，直接跳断路器。(3)保护装置之间的相互启动、相互闭锁以及保护装置和智能终端之间的位置状态传递通过GOOSE网实现。(4)母线保护与站控层信息交互采用DL/T860标准。2.4.1.4母联保护2.4.1.4.1220kV母联保护(1)220kV母联断路器配置两套专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护。(2)母联保护具有母线充电保护功能，向故障母线充电时，跳开本断路器。(3)母联保护直接采样，直接跳断路器；经GOOSE网络启动母线失灵。(4)两套母联保护的采样值分别取自相互独立的合并单元。(5)两套保护与双重化配置的GOOSE网一一对应，跳闸回路与双重化配置的智能终端一一对应。(6)保护装置之间的相互启动、相互闭锁以及保护装置和智能终端之间的位置状态传递通过GOOSE网实现。(7)母联保护与站控层信息交互采用DL/T860标准。2.4.1.4.2110kV母联保护(1)110kV母联断路器配置一套专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护。(2)母联保护具有母线充电保护功能，向故障母线充电时，跳开本断路器。(3)母联保护直接采样，直接跳断路器。(4)保护装置之间的相互启动、相互闭锁以及保护装置和智能终端之间的位置状态传递通过GOOSE网实现。(5)母联保护与站控层信息交互采用DL/T860标准。2.4.1.5故障录波装置(1)为了分析电力系统事故及继电保护装置的动作情况，配置220kV、110kV部分各配置两套故障录波装置，主变故障录波装置各配置两套。(2)故障录波装置能记录所有过程层SV、GOOSE网络报文。(3)故障录波装置能至少记录双A/D数字采样信号中用于保护判据的一组数据。(4)故障录波装置支持DL/T860标准。2.5站内通信及调度自动化部分2.5.1站内通信2.5.1.1载波通信根据系统通信方案以及保护专业提供资料，本工程220kV线路不组织高频保护及载波通信通道。本工程110kV线路不组织电力线载波通道。2.5.1.2站内通信与对外行政通信本工程不配置程控调度交换机，调度电话由地调调度交换机直接放号。对外行政通信是川威变电站与当地电信局之间的通信联系，在站内设置1部邮电公网的分机，接入当地市话网，以满足与当地各部门通信的要求，并可兼做施工通信之用。2.5.1.3通信设备屏位及电气要求（1）通信设备屏位土建要求电气继电器室应预留通信设备的屏位，共考虑20面屏，本期占用7面屏，屏位大小暂按600x600mm设计。分别为：光通信设备2面、PCM接入设备2面、光纤配线柜1面、综合配线柜1面，并为系统发展预留13个屏位。（2）通信设备防雷接地方案通信设备用交流380V/220V电源，负荷约20kW，本负荷不包括照明、空调、通风等负荷。通信设备接地由电气专业在主控继电器室统一考虑。2.5.1.4电源通信设备由变电站直流系统DC/DC电源变换装置，主要包括光纤通信设备、复接设备等使用。DC/DC电源变换装置具体由电气专业配置，应配置2套DC/DC电源变换装置，本期容量应满足上述设备对电源的要求，通信设备负荷约4kW，每套电源变换装置容量约80A。2.5.2调度自动化部分2.5.2.1调度管理220kV川威变电站属用户专用变电站，按四川省现行调度职权范围划分原则，本站由内江地调和威远县调两级调度，由川威公司负责运行管理。2.5.2.2远动系统2.5.2.2.1远动系统主要功能及技术要求=1\*GB3①远动系统主要功能为确保调度自动化系统的功能实现，远动系统应具备如下功能：.具有数据采集、转换、处理和传输遥测量、遥信量的功能；.具有接收、返送校核和执行遥控命令的功能；.具有接收和执行遥调命令的功能；.具有遥测越限传送、遥信变位传送和全数据传输功能；.具有事件顺序记录功能；.具有CRT显示等人机接口功能；.具有故障自诊断、自恢复功能.具有常规远动规约通信处理功能；.具有计算机网络应用层协议通信处理功能；.具有通道监视和主备通道自动切换功能。=2\*GB3②主要技术要求.系统年可用率：≥99.99％.远动系统MTBF：≥25000h.遥信正确率：≥99.99％.遥控正确率：100％.遥调正确率：≥99.99％.遥测传送时间：≤4s.遥信变化传送时间：≤3s.遥控命令传送时间：≤4s.遥调命令传送时间：≤4s.事件顺序记录分辨率：≤2ms.A/D转换误差：≤0.2％.遥测精度：0.2级.遥测综合误差：≤±1.0％（额定值）.越死区传送整定最小值：≥0.25％（额定值）2.5.2.2.2远动信息内容远动信息内容根据现行部颁《电力系统调度自动化设计技术规程》、《地区电网调度自动化设计技术规程》以及内江地调和威远县调的要求确定。根据地调和县调调度管理需要，川威220kV变电站应向调度自动化主站系统组织本期新建部分远动信息，内容范围应包括如下：=1\*GB3①遥测：220kV、110kV线路：有功功率、无功功率、三相电流、三相电压、一个线电压；220kV、110kV母联：三相电流；220kV、110kV母线：三相相电压、一个线电压、一个频率；主变压器：各侧有功功率、无功功率、三相电流；10kV电容器：三相电流、无功功率；各段母线：三相相电压、一个线电压、另序电压；所用变高压侧三相电流、三相电压、有功功率；所用变低压侧三相电流、三相电压、线电压。直流充电电流；直流充电电压；直流母线电压（并设置越限告警)；主变温度（上层油温)；=2\*GB3②遥信：断路器位置信号；隔离开关、接地刀闸位置信号；主变中性点接地开关位置信号；保护动作信号；事故信号。③遥控各电压等级的断路器；主变中性点接地开关；220kV、110kV隔离开关；④遥调有载调压变压器分接头调整（升/降控制)；有载调压机构急停。2.5.2.2.3远动系统方案及信息传送网络=1\*GB3①远动系统方案川威变远动信息组织功能由变电站自动化系统实现，一次系统的相关二次信息应组织为远动信息分别向内江地调和威远县调调度自动化主站传送，信息内容根据现行部颁《电力系统调度自动化设计技术规程》以及调度要求确定。=2\*GB3②信息传输网络远动信息的采集和传送必须按照“直采直送”方式。要求川威变电站自动化系统以直采直送方式组织远动信息，即远动信息的采集、处理、传输实现过程中不允许出现其它中间环节，远动数据采集与变电站自动化系统共用数据采集单元，由数据采集单元采集到的远动原始数据应通过数据网络直接送至后台的远动功能单元或专用远动工作站处理，不应先经过变电站自动化系统的数据库或其它的中间处理环节处理，以免影响调度自动化信息的实时性要求。2.5.2.3电能量采集系统2.5.2.3.1计量关口设置本期计量关口点、考核关口点设置方式如下：1）川威至内江1回220kV出线，按0.2s级双表配置；2）川威至茶山1回220kV出线，按0.2s级双表配置；3）其余主变各侧及110kV出线等均按单表配置。其它凡涉及与电能关口计量点有关的电能计量装置包括计量用电压、电流互感器及其二次回路等的配置、技术要求等皆应满足川电营销[2002]76号文提出的《四川省电力公司电能计量装置管理及技术要求》。若数字式电能表在设备采购时仍未通过国家相关计量认证，则将220kV线路保护柜内数字式关口表(有功精度0.2S级，共4只)更换为电子式关口表(有功精度0.2S级，共4只)，安装于对应间隔的GIS汇控柜内。2.5.2.3.2电能量采集装置在本站配置一套电能量采集装置，用于采集、处理、存储全站关口表和常规表电能量数据并向远方主站进行远传组织，电能采集装置在当地以串行通信方式接入变电站微机监控系统，由变电站微机监控系统实现电能采集装置的当地后台功能包括显示和报表打印等。2.5.2.3.3远传通信方式变电站向调度电能量计量主站系统的电能量信息传输采用专线／拨号和调度数据网两种传输方式。应用层通信协议采用DL／T719(IEC60870.5.102)和TCP/IP网络通信协议传送至调度。2.5.2.4调度数据网本工程在川威变配置第一平面和第二平面调度数据网络接入设备。接入调度数据网的应用系统包括以下几个：(1)变电站计算机监控系统；(2)继电保护信息管理系统；每套数据网接入层节点配置2台三层交换机作为CE，接入到本地PE路由器上，两台交换机为站端应用系统分别提供实时VPN（安全区一）和非实时VPN（安全区二）的可靠接入，各应用系统根据所属安全区的不同，分别接入实时VPN（VPN1）或非实时VPN（VPN2）的交换机。调度数据网设备与SDH设备采用2M电路对接，通过光纤通信电路将上述系统的信息接入四川电力调度数据网骨干层节点再上传至省调、地调。2.5.2.5二次安全防护根据电监会[2006]34号文《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》要求，变电站二次安全防护应贯彻执行安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证四大原则，以保障电力监控系统和调度数据网络的安全。●安全分区按照本站应用系统的配置情况，本站只设生产控制区，暂不设管理信息区，生产控制区又分为安全I区（控制区）和安全II区（非控制区），部署在安全I区的电力监控系统包括：变电站自动化系统、继电保护装置，部署在安全II区的电力监控系统是电能量采集装置。●网络专用变电站的电力监控系统与调度主站端系统之间的数据通信采用电力调度数据网络、电力2M、64k专线、电力专用拨号网络几种方式都是建立在电力专用通道基础之上，在物理层面上已经实现了与外部公用信息网或其他数据网的安全隔离。●横向隔离站端的横向隔离包括两个方面内容：安全区I、II区之间电力监控系统的横向隔离和调度数据网络中的逻辑隔离。本站的安全I、II区之间会发生横向数据通信的情况只有安全II区的电能量采集装置与安全I区的变电站自动化发生横向的数据通信，但是以串行通信方式而没有采用网络通信方式，因此可以不考虑横向隔离措施。调度数据网络部分的隔离措施是采用MPLS-VPN技术实现的网段逻辑隔离，在网络中将安全I区业务和安全II区业务划分到逻辑隔离的不同VPN子网中，安全I区和安全II区的数据网接入业务分别接入各自的VPN交换机从而调度数据网传输层面上的横向隔离。●纵向认证本站在纵向采用调度数据网与远方调度进行数据通信的电力监控系统包括有：变电站自动化系统、电能量采集装置，按《电力系统二次安全防护总体方案》，生产控制大区与广域网的纵向交接处应当设置经过国家指定部门检测认证的电力专用纵向加密认证装置或者加密认证网关及相应设施。本站的纵向认证措施部署在两台数据网接入交换机与接入路由器之间的纵向传输边界，根据四川电网的要求，I区、II区接入交换机与接入路由器之间各自部署1台纵向加密认证装置。另外对于还使用了专线通信方式与调度主站进行远动传输的变电站自动化系统，由于是独立的专用通道、专用协议，暂可以不考虑纵向安全防护措施。调度数据网及二次安全防护配置图。2.5.2.6调度端接口变电站调度自动化信息接入内江地调和威远县调的调度端主站系统需为主站端考虑相应费用，用于主站端软、硬件接口配置、数据库修改、系统联合调试等。2.5.2.7视频安防监控系统本期在站内配置一套视频安防监控系统，作为变电站安全技术防范系统的一个组成部分，它利用视频探测技术、监视设防区域并实时显示和记录图像，还能与其他技防设备如电子围栏等联动报警，以实现防入侵、防盗窃、防破坏等安全防范功能。本期并在站内配置约20个摄像头对围墙周边、大门、主控楼、高压设备场地、重要二次设备室进行视频监视。在门卫室内配置一台当地监控主机，运行视频安防功能应用软件实现视频监视、摄像机控制、安防布防设置、报警、录象回放、系统维护等应用功能，当地监控主机通过1台以太网络交换机与视频服务器连接。视频服务器、报警控制器、以太网交换机等组屏1面安装在主控继电器室。系统外部电源输入由UPS交流逆变电源供给。系统主要技术性能指标：图像编码：MPEG-4编码方式；图像质量：720x576分辨率，25帧/秒帧率；图像控制或切换响应时间:≤0.8秒；图像由前端发送至后台显示时延：≤0.5秒；数字录象存储：每路摄象机72小时；系统平均无故障工作时间MTBF:≥20000小时；CPU负荷率：平均<30%。三土建部分3.1站区总布置与交通运输3.1.1站区总体规划拟建变电站位于威远钢铁有限公司钒资源综合利用项目新建厂区内，拟建地为林地，站址地势较高。站址附近的经十四路连接至厂区铁路，生活及交通非常方便。站址附近规划的厂区道路有雨污水排水管及给水管，站区给排水系统均可就近接入厂长区给排水系统。排水采用临永结合，排向规划道路排水管网，如本站建成后规划道路还未建成，则考虑临时排入站外自然排水沟。本站站址处场地高差较大，场平后在北、西、南三侧均有高边坡，高边坡由厂区业自主负责设计和施工。因此站外北、东、南三侧设1m×1m排水沟。根据威钢新厂区总体规划，以及电气工艺布置要求，结合各级电压进出线方向，220kV出线朝东北方向，110kV出线朝西南方向；进站道路从规划的经十四路接入；本站受地形条件及进站道路限制，暂定场地标高约636.0m，站区场地均为挖方区，挖方区最大开挖高度约18m，从站址附近开挖后裸露的土层及地勘报告可知，站址地表土层较薄，其下为砂岩，地质条件良好；结合规划及周边环境等因素综合考虑，本站按户内GIS变电站设计。主要建筑物朝向为南北向。本工程地形图由业主提供，坐标及高程系统与厂区一致。3.1.2站区总平面布置总平面布置及竖向布置利用场地地形条件，结合站址自然地形地貌、周围环境、因地制宜的进行规划和布置。站区总平面布置执行“两型一化”变电站建设设计导则的原则，根据电气布置要求，结合站址地形条件，总平面布置考虑了一个方案：变电站平面为“矩形”布置,朝向为北偏东33.0°。站区总平面布置本变电站采用半户内变电站方式，除主变压器外所有配电装置皆位于110kVGIS配电装置楼及220kVGIS配电装置楼内。110kVGIS配电楼与220kVGIS配电装置楼为双列布置，三台主变压器位于两列建筑之间，呈一列露天布置，主变压器之间以防火墙分隔。北侧布置220kVGIS配电装置楼，220kV向北架空出线；南侧布置110kVGIS配电楼，110kV向南电缆出线。大门入口设置于站区东南角。主变运输道路在站区中部贯穿东西，与220kV户内GIS配电装置楼、110kV户内GIS配电装置楼四周环形道路相连。供水构筑物大部分采用地埋方式，布置于站内间隙空地。站区东西方向长87.00m，南北方向宽82.50m，围墙内占地0.71775hm2。(2)站区主要技术经济指标表7.1主要经济指标表序号指标名称单位数量备注1变电站总用地面积hm28632.501.1围墙内占地面积hm20.717751.2进站道路面积hm20.04021.3边坡挡土墙占地面积hm2由业主负责1.4其他占地面积hm20.10532进站道路长度（新建/改造）m37.5/03变电站总土石方工程量挖方m3150000由业主负责填方m303.1站区土石方工程量挖方m3110435填方m303.2站区边坡及进站道路土石方工程量挖方m339565填方m303.3外购土石方工程量m303.4外弃土石方工程量m3150000由业主负责4围墙长度m3395挡土墙体积m3由业主负责6护坡面积m2由业主负责7站内道路面积（含站前停车场）m225008户外场地碎石（或铺砌、绝缘）地面面积m220009电缆沟长度1200×1400m300800×8005010站区总建筑面积m2501211站外排水沟（渠）长度m4003.1.3站区竖向布置站址场地为低山山顶附近，为残坡积物沉积地带，地面高程在640.00～654.00米间，最大相对高差14.00米，场地周围有厂区规划道路，场平及边坡部分由业主统一考虑。站区场地竖向布置采用平坡式，考虑与厂区有效连接，场地土石方无法就地平衡，按弃土方案设计。场地南侧最低点设计标高为636.00m。220kV、110kV户内GIS配电装置楼室内相对标高±0.00m高于室外站区场地450mm。场地按0.5%的坡度由北向南找坡。同时，电缆沟每间隔不大于10m设置过水渡槽，以保证场地排水畅通而避免积水。场地水利用路边设置的雨水井收集，通过站区排水系统排向厂区排水系统。3.1.4站区围墙围墙采用2.30m高实体围墙，采用装配式围墙或环保墙。围墙大门采用电动推拉封闭实体门，大门左侧设置3米高6米宽标识墙。3.1.5管沟布置站区内电缆沟、上下水管﹑油管布置时按沿道路、建构筑物平行布置的原则，从整体出发，统筹规划，在平面与竖向上相互协调，远近结合，间距合理，减少交叉。同时应考虑便于检修和扩建。电缆沟采用混凝土或砌体结构，电缆沟深度小于1m时，采用砌体结构，深度大于1m时，采用混凝土结构。当采用砌体结构时，沟壁内外粉防水砂浆，过道路电缆沟采用钢筋混凝土结构或电缆埋管；当电缆沟一侧与路边距离小于1m时，采用混凝土结构。沟盖板采用成品复合材料盖板或包角钢的钢筋混凝土盖板。3.1.6道路及场地处理进站道路及站内道路初步按公路型道路考虑，如厂区规划道路均为城市型道路，则道路形式可调整为与规划道路一致。(1)站内道路站内道路采用公路（郊区）型混凝土道路，站区变压器运输道路路面宽度采用4.5m，转弯半径采用12m。消防道路路面宽度采用4.0m。转弯半径采用9m。所有路面均高出场地100mm。建构筑物的引接道路，转弯半径根据实际情况确定。(2)进站道路进站道路从厂区经十四路上引接，道路等级为四级，公路型道路，路面采用混凝土路面，路面宽4.5m，新建进站路长37.50m，路面纵坡为0.5%，转弯半径15m。(3)配电装置场地处理根据“两型一化”要求，变电站采用碎石铺地并设置灰土封闭层的地坪处理方式。3.1.7征地拆迁及设施移改内容(1)站址土地性质为林地，沟谷有经济作物；(2)站址用地面积为0.86325hm2;(3)房屋拆迁面积约500m2，需择地另建（2家住户）(4)站址需弃土约150000m3。3.2建筑设计3.2.1设计原则站内各建筑物的设计满足简洁、稳重和实用，能够体现企业文化特征，能够与变电站整体色调以及所在区域周围环境协调统一。全站建筑协调一致。3.2.2全站建筑物简述本方案整个变电站有两幢主要建筑，分别为二层的220kVGIS配电装置楼与三层的110kV户内GIS配电装置楼。表7.2站内各建筑物一览表序号建筑物名称设计使用年限建筑面积（m2）建筑层数建筑总高度（m）火灾危险性类别耐火等级备注1220kV户内GIS配电装置楼502072219.05戊类二级框架结构2110kV户内GIS配电装置楼502940319.40丙类二级框架结构总计50123.2.3建筑物220kVGIS配电装置楼外形尺寸为68.1mx19.9mx19.05m(长x宽x高)，±0.00m层布置有10kV电容器室，层高6.70m，本层建筑面积940m2；6.70m层布置有220kVGIS室，220kVGIS室层高10.80m，本层建筑面积1132m2；220GIS配电装置楼总建筑面积为2072.0m2，总建筑体积为17179m3。110kVGIS配电装置楼外形尺寸为64.6mx13.8mx19.4m(长x宽x高)，-1.650m层布置有电缆层，层高3.0m，本层建筑面积682m2；±0.00m层布置有警卫室、安全工具间及楼梯间，层高7.05m本层建筑面积210m2；1.35m层布置有10kV配电装置室，层高5.70m，本层建筑面积682m2，7.05m层布置有110kVGIS室、二次设备室、及材料备品间，110kVGIS室层高10.80m，二次设备室、及材料备品间层高4.90m，本层建筑面积892m2。11.95m层布置有会议室及机动用房，层高5.90m，本层建筑面积474m2；110kVGIS配电装置楼总建筑面积为2940.0m2，总建筑体积为16604m3。建筑物各配电装置室及二次设备室均设有至少两个对外出口。(1)建筑设计特点：a根据各房间的不同使用功能，采用了不同的标高和层高，充分利用建筑空间，减少建筑体积与建筑面积，节约投资。b建筑物内各房间布置力求