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1、1 工程概述1.1 设计依据 1.1.1哈尔滨电网“十二五”规划报告； 1.1.2与本工程有关的其他重要文件有县中小城镇及农村电力网发展规划、电力网“十二五”规划农网改造升级三年（2010-2012年）规划；1.1.3黑龙江省电力有限公司企业标准：输变电工程建设设计技术原则；1.1.4国网公司220kV输变电项目可行性研究深度规定；1.1.5设计咨询合同。1.2 工程背景 镇是县的政治、文化、教育中心，一直由一座66kV二次变（镇西侧）保障电力供应，担负着整个城区的供电、亚麻厂、水泥厂、开发区，而且还担负着高台乡、新村乡2个乡镇的供电，目前已经严重过负荷，如果遇到二次变检修停电，整个县城和2个
2、乡镇全部停电，给地方经济的发展、居民生活生产带来诸多不便。二次变建设于上世纪七十年代，现运行的主变是1988年4月生产的，随着经济的发展和社会的进步，城镇居民生产生活用电飞速增长，按照变当时的设计运行水平，现在的变电能力根本不适应电能需求。1.3 设计水平年本工程根据电网规划选定2011年为设计水平年，展望到2020年。1.4 主要设计原则1.4.1本期工程满足镇等周边地区今后十年负荷发展的需要。1.4.2主要遵照黑龙江电网建设与改造技术导则、电力系统设计技术规程、电力系统安全稳定导则等相关技术导则、设计规程。1.4.3采用国网公司推行的典型设计和典型设备。 1.5 设计范围及配合分工 本可研
3、编制的范围包括：电网现状分析，电力需求分析，负荷预测，新建变电站工程供电方案，电气计算，系统通信、保护，变电站本体电气一次、二次、土建、暖通、给排水设计，66kV输电线路终端改造设计及投资估算等。2 电力系统一次2.1 电力系统概况2.1.l 电力系统现况 2009年末，我局辖区内新建220kV一次变一座，主变容量120 MVA。辖区内电力网络结构为以220kV一次变为中心辐射状的网架结构，已有运行的变电所有六座，分别是66kV柳河变、变、六团变、华炉变、加信变和中和变，主变总容量51.2MVA。2011年1月完善工程的青川变、2012年1月完善工程的玉河变、升级工程的寿山变三座变电所相继投入
4、运行，主变总容量达到68.65MVA。现有66kV送电线路12条，总亘长202.788km(见电网现状图)。2011年供电区电网供电量1.85亿千瓦时；最高供电负荷53.73兆瓦。2.1.2 电网现况简介截止到2011年末，供电区有66kV 变电站9座，分别为柳河变、变、六团变、华炉变、加信变、中和变、青川变、玉河变和寿山变，变电总容量68.65MVA；66kV 线路12条，线路长度202.788km。表2-1 供电区现有变电站变电容量与负荷统计表序号电压等级变电站名称主变容量（MVA）最大负荷（MW）负载率166kV变21020.343101.7%266kV柳河变23.156.23598%3
5、66kV华炉变6.3+27.75993.48%466kV六团变16.35.61289.07%566kV中和变225.352133.8%666kV加信变23.158.002127%766kV青川变23.151.54124.47%866kV玉河变24240080%966kV寿山变13.15210066.7%2.1.3 电源现况简介截止到2011 年末，供电区现有装机总容量为1.875MW，全部为小水电。电源装机现况统计表表2-2 序号电（场）厂名称能源类型装机容量（MW）并网电压等级类别1中和水电站水电0.810县调2加信水电站水电0.87510县调3新城水电站水电0.210县调2.1.4 区域电
6、网现状9座66kV变电所10kV出线：1、变：新村线、高台线、林业线、农机线、城北线、城南线2、柳河变：延安线、福山线、平安线、柳河线3、华炉变：卫星线、安山线、华炉线4、六团变：太平线、永兴线5、中和变：崇河线、长亭线、中和线、庆阳线6、加信变：利民线、加信线、致富线、凤山线7、青川变：河福线、西四线、三北线、新百线8、玉河变：长寿线、河西线、红星线9、寿山变：民志线、尚义线、长兴线、2.2 用电需求预测2.2.1供电区区域概括供电区域范围是高台乡、新村乡及镇东部。2.2.2供电区区域经济和社会发展规划供电区域内招商引资成果显著，永和豆浆等大型企业纷纷落户。高台线、新村线供电区负荷特性季节性
7、强，负荷集中在5、6、7月份，伟东线、农机线、亚麻线供电区负荷稳定，位于镇老工业区，农机厂、鞋厂、电子元件厂、苗圃、桃园、木器厂等工矿企业。社会事业全面进步，该地区人民生活水平有了较大幅度提高。该地区居民的吃穿住行等条件得到改善，精神文化生活日趋丰富。消费层次的改变，大功率家用电器走入家庭等诸多因素，均导致了本供电区域电力负荷增长较快。2.2.3本工程供电分区及功能定位本期设计考虑城网的供电可靠性，将二次变的部分负荷转至本变电所配带，加之新增负荷，主变选择单台20MVA，根据经济发展态势预计二期输电容量220MVA。2.2.4供电区用电需求预测（1）66kV高台变电站现有负荷该区域目前主要由5
8、条10kV线路供电，总计算负荷为12.678kW。具体详见下表：表2-3 高台变供电区域现有负荷供电区域10年用电量KWH11年用电量KWH10年最大电流A11年最大电流A高台线67123107631896162200伟东线1146417912943058165120农机线1719626919638139132165新村线756635888012799098亚麻线1315476914254923126149合计5609388563269295675732 （2）负荷预测随着县国民经济和城镇建设迅速发展，县电量、负荷也有着快速的增长。20042011年县电量负荷发展情况如下表及图所示。20042
9、011年县电量负荷发展情况 年份 项目2004200520062007200820092010201120042011年增长率（%）供电量（亿kWh）0.951.011.071.241.381.551.631.658.21增长率(%)6.325.9415.8911.2912.325.161.23供电负荷（MW）20.7721.4124.2327.6531.1735.0237.3538.079.04增长率(%)3.0813.1714.1112.7312.356.651.93最大负荷利用小时数(h)45734706443044674413441743604480由上表可以看出，20042011年县
10、电量负荷保持了良好的增长趋势，电量、负荷年均增长率分别为8.21%和9.04%。特别是2006年，由于地区大面积的农田灌溉和粮米深加工等小工业的大量投入，电量负荷出现了加速增长，电量负荷增长率达15.89%以上；2009增长率保持了正的增长趋势，增长率在5.16%左右。镇东北部经济发展均很快，03-10年年均增长率在6-14%之间，05到08年的增长率均在12%以上。在未来几年农田灌溉、优质米加工、粮油加工发展迅速，将带动负荷快速增长。结合全区的整体发展趋势，2010负荷增长率相对与05、08年有所下降，预计在5-8%之间。20072011年高台变计划配带分区负荷统计结果单位：kW分区2007
11、2008200920102011高台线2227 2406 2598 2806 3464 伟东线2269 2450 2646 2858 2078 农机线1815 1960 2117 2286 2858 新村线1237 1336 1443 1559 1697 亚麻线1732 1871 2021 2182 2581 水泥线400400400400400合计9281 10023 10825 11691 12678 分通过对各区域历史数据、发展方向的分析对各区负荷进行等增长率方法预测，历史年平均增长率8%，本期高台变带高台线、新村线、亚麻线、水泥线全部负荷，带农机线、卫东线50%负荷以及考虑2012年新
12、增供电区内永和豆浆生产厂、集中供热站负荷等外界因素，负荷平均增长率预测按8%计算。新建高台变负荷预测表分区20112012201320142015年平均增长率高台线346437414040436447138伟东线10391122 1212 1309 1414 8农机线14291543 1667 1800 1944 8新村线169718331980213823098亚麻线258127873010325135118水泥线400400400400400永和豆浆线2400288028802880总计10610 13826 15189 16142 17171 8预计最大负荷8488 11061 1215
13、1 12914 13737 远期预测至2020年,按照经济持续上涨的增长态势，年平均增长率为10%的速度增长，到2020年高台变的供电区的负荷将达到25651KW。2.3 电力电量平衡境内无大中型发电厂，只有三座小水电：中和水电站装机容量800kW、年发电量82万kWH，加信水电站装机容量875kW、年发电量192万kWH，新城水库装机容量200kW、近年停机。变电容量需求：根据负荷预测，按容载比1.4计算，高台变电所变电容量如下表：20112020年高台变供电区域变电容量平衡表 单位：kW kVA年份2011201220152020远景负荷8488110611373725651变电容量118
14、831548619231287292.4 工程项目的提出66KV变严重过负荷，无法正常供电，已经局部限电，满足不了县城镇经济发展需求，为了打破这个束缚地方经济发展的“瓶颈”，适应“十二五”期间负荷高速增长和对供电可靠性的需求，保障镇的供电质量。2.5 相关电网规划根据已审定的哈尔滨电网“十二五”规划报告，66kV高台变电站将由220kV一次变供电。同时根据地区规划发展，一期66kV延华线一回入出，在高台变预留一回66kV进、出线通道。2.6 工程建设的必要性镇是县的政治、文化、教育中心，一直由一座66kV二次变（镇西侧）保障电力供应，目前运行主变为2台10000KVA主变，最大负荷达到2023
15、4KW，已经超负荷运行，而且2011年在高台西侧新建永和豆浆加工厂新投配电变压器2台容量是4000KVA和1200KVA，计划2012年投产，因此必须将负荷移出一部分才能保证现有二次变的安全、可靠运行。66kV二次变担负着整个城区的供电、亚麻厂、水泥厂、开发区，而且还担负着高台乡、新村乡2个乡镇的供电。66kV高台输变电工程建成投产后，将从根本上解决了二次变的供电能力不足的问题，同时保证了镇供电区的供电可靠性，可以及时排除故障点，减小施工检修停电、故障停电的停电时间、范围。如果遇到二次变检修停电，整个县城和4个乡镇全部停电，给地方经济的发展、居民生活生产带来诸多不便。2.7 工程建设方案及相关
16、电气计算2.7.1本工程供电范围供电区域范围是高台乡、新村乡及镇东部。2.7.2变电站站址选择66KV高台变电所地处镇东加油站西侧空地，镇东北侧，地势较高、交通方便，不会出现出现颠覆性因素。厂房设计方案选用国家电网公司输变电工程典型设计（2006版）中A-3方案，场区占地面积5550 m2,，总征地面积9100 m2，厂房土建一层建筑面积537m2，所站合一管理模式，砖混结构，采暖方式为电取暖，消防工具采用推车式干粉灭火器，深井取水，排水采用站内深井。高台乡位于县城东3公里，东与六团镇为邻，南靠蚂蜒河，西与新村乡相连，北和太平川种畜场接壤。乡政府驻地高台屯。以农业为主，主要作物有玉米、大豆、谷
17、子、水稻，亚麻，电力机井有效灌溉面积7945亩。工业有锅炉厂、白灰厂、砖厂、采石场、木器厂，矿产有白灰石、建筑石。地势南低北高。南部因靠近蚂蜒河，多为平原，北部因靠山，多为丘陵。境内有金沙河、东柳树河从新村流入经此汇入蚂蜒河。属温带大陆性季风气候，春风大、气候干旱，夏季短、炎热多雨，秋霜早、常有霜冻，冬季长、寒潮频繁。最高气温35，最低气温-40。年均降水量570毫米，降水主要集中在七、八月。无霜期120天。2.7.3电压等级选择根据该地区电网现状，本工程主变压器高压侧电压选取66kV，低压侧电压选取10kV。2.7.4 主变容量选择为使运行方式灵活，并且供电区满足中长期负荷发展的供电需要，本
18、变电所主变容量规划本期120 MVA，终期220MVA。2.7.5 接入系统方案由220KV一次变供出的66KV延华线改造5.4KM后新建0.6KM进入高台变，其中：原66kV延华线18#41#杆改造3.52KM，导线由原来的LGJ-70更换为LGJ-150导线，新建66kV高台线0.6km，导线截面选用LGJ-150，新架地线采用12芯OPGW光纤6KM。66kV送电线路由220kV一次变起，途径镇西侧，在镇的东北侧高台村的西侧。厂址位于现镇东加油站东侧空地。本期建设输电容量120MVA；66kV进线位置合理、10kV出线能够原供电网络方便衔接。2.7.7潮流计算分析2.7.7.1计算条件(
19、1)计算水平年为2020年，最高供电负荷时，10kV出线平均功率因数按0.95考虑，变压器容量均为20MVA，配置,3.0Mvar电容器。(2) 最小供电负荷按目前考虑。2.7.7.2运行方式（1）方式一、2020年最高供电负荷（主变压器负载率为66.7%），系统电压（变66kV母线）为66kV，高台66kV变电站主变压器电压抽头在66-21.25%/10.5 kV。（2）方式二、2020年最高供电负荷（主变压器负载率为66.7%），系统电压（变66kV母线）为64kV，高台66kV变电站主变压器电压抽头在66-51.25%/10.5 kV。（3）方式三、2020年最高供电负荷（主变压器负载率
20、为66.7%），系统电压（变66kV母线）为64kV，66kV线路及主变压器“N-1”，高台66kV变电站主变压器电压抽头在66-61.25%/10.5kV。（4）方式四、2020年最高供电负荷（主变压器负载率为86.7%），系统电压（变66kV母线）为66kV，高台66kV变电站主变压器电压抽头在66-41.25%/10.5 kV。（5）方式五、2020年最高供电负荷（主变压器负载率为86.7%），系统电压（66kV母线）为64kV，高台66kV变电站主变压器电压抽头在66-61.25%/10.5 kV。（6）方式六、2020年最高供电负荷（主变压器负载率为86.7%），系统电压（变66kV
21、母线）为64kV，66kV线路及主变压器“N-1”，高台66kV变电站主变压器电压抽头在66-81.25%/10.5 kV。（7）方式七、最小供电负荷，系统电压（变66kV母线）为70.62kV，高台66kV变电站主变压器电压抽头在66+81.25%/10.5kV。2.7.7.3计算结果及分析潮流计算结果详见附图，可以看出：（1）采用有载调压变压器，在2种主变压器负载率的正常运行方式时，高台66kV变电站的10kV母线电压质量满足要求。（2）主变压器电压抽头选用6681.25/10.5kV时，能实现逆调压运行方式，因此推荐主变压器电压抽头采用6681.25/10.5kV。（3）变电所配置3.0
22、Mvar电容器/台主变压器，可以使得66kV侧功率因数达到0.98以上。2.7.8 短路电流计算(1)计算水平年为2020年。(2)变电站1回66kV线路来自变，安装1台主变压器，容量均为20MVA。(3)经过短路电流计算后，高台66kV变电所66kV侧短路电流为2.15kA；2.7.9消弧装置66kV高台变新建后，10kV侧12回出线，线路全部为架空线路，线路总长约125km，经过计算不采用消弧装置。2.8 电气参数选择2.8.1 主变参数主变采用三相、自冷式、双绕组、油绝缘、有载调压变压器。容量：20MVA电压变比：6681.25%/10.5kV接线组别：YN,d11阻抗：Ud%=92.8
23、.2 短路电流水平66kV设备短路电流水平按31.5kA考虑，10kV设备短路电流水平按31.5kA考虑。2.8.3 无功补偿容量 10kV并联电容器选择框架式成套装置，变压器补偿容量为3MVar，配额定电抗率为5%的干式铁芯电抗器。2.8.4 电气主接线66kV 电气主接线：采用双母线进线。10kV 电气主接线：采用单母线分段接线。2.9 电力系统一次结论与建议1）66kV高台新建工程的建设，将能满足镇、高台乡、新村乡及其周边等开发新区新增负荷的供电需要，提高城乡地区电网的供电可靠性。2）66kV高台变新建方案为：进出线间隔母线一个，采用GW5A-60DW/630A隔离开关四组、LW35-7
24、2.5（W）六氟化硫开关两组、LCWB5-60W电流互感器二组、HY5WZ2-96/232母线避雷器一组。主变进线间隔母线一个，采用LW35-72.5（W）六氟化硫开关、LCWB5-60W电流互感器、和二组GW5A-60DW/630A隔离开关配合保护。电压互感器间隔：采用GW5A-60DW/630A隔离开关一组， JDCF-66W1电压互感器一组和HY5WZ2-96/232避雷器一组。10KV出线12条，本期8回，预留4回，配电装置室内置，单母线简易分段，采用KYN28A-12型号开关柜14面，柜内配置ZN73-12/630真空开关12台，电流互感器LZZBJ9-12的12组，配置1组电力电容
25、器补偿BAMH-11/3-3000Kvar分三档可调，配置10kv电压互感器JSZBKR-12W2一台，10KV避雷器9组。所用变采用SC9-100/10.5一台，10KV熔断器一组。二次采用微机保护，室内布置，综合自动化一套，蓄电池GFM-200AH一组，直流电源GZDW-100/250一套。通讯采用光纤通讯，由高台变接至二次变，高台变新投光纤SDH一个，PCM一个，配线架1个，蓄电池GFM-65AH一组，直流电源GZDW-65一套，相对应二次变增加1块光板，调度室增加PCM一个和部分光板等。土建一层建筑面积537平方米。3 电力系统二次3.1 系统继电保护3.1.1 系统现况和存在的问题
26、现运行的66kV高台变电所66kV电源为延华线，延华线在变出口保护为电流保护（速断及过流）。本次高台变新建后，应重新设置电流保护，以满足保护选择性的要求。3.1.2 系统继电保护配置方案66kV延华线在高台变出口配置电流保护，66kV延华线在220KV变侧需配置电流保护。3.3 调度自动化3.3.1 现况及存在的问题66kV高台变电所由县电业局调度。3.3.2 远动系统（1）调度关系66kV高台变电所由县电业局调度，由于高台变综自系统有远动装置，远动信息可上传。66kV高台变建成后，配置远动屏，实现调度通信，高台变与县电业局调度光纤通道具备后，通过光纤通道实现信息上传。（2）远动信息及传输A）
27、模拟量66kV线路的有功功率、无功功率及电流；主变压器低压侧的有功功率、无功功率及电流；各级母线电压。B）开关量断路器位置信号；66kV继电保护动作信号；全所事故总信号。C）脉冲量线路有功电量；主变压器低压侧有功电量。3.3.3 相关调度端系统变电所采用综合自动化方式，可实现遥测、遥信、遥调、遥控和遥视等功能，即综合自动化系统已经包括了远动装置。远动通道具备后，县电业局调度SCADA系统设置数据库增容模块，调度模拟屏元件费用。调度生产管理DMIS系统设置新增模块。3.4 电能计量装置及电能量远方终端66kV高台变的66kV电源线路关口计量点设在220KV变66kV延华线出口侧。3.4.2 电能
28、计量装置及电能量远方终端配置66kV高台线计量点，配置0.2S 级关口表，共2块。按照有关电测量及电能计量装置设计技术规程规定，电能计量装置应接于电流互感器和电压互感器的专用二次绕组（电流互感器准确级次为0.2S级，电压互感器准确级次为0.2 级）。4 变电站站址选择4.1基本规定4.1.1站址选择过程与土地、规划部门协商，计划建设高台变占地面积9100平方米。4.1.2拟选站址概述66KV高台变电所地处镇东加油站西侧空地，镇东北侧，地势较高、交通方便，不会出现出现颠覆性因素。站址交通便利，靠近负荷中心，地势开阔66kV电缆进线及10kV电缆出线路径顺畅，满足建站条件。4.2站址区域概况66k
29、V高台变位于规划用地内，交通便利，变电站南侧15米现有县级二级道路，。4.3出线条件66kV及10kV均为电缆出线，66kV出线沿变电所北侧进出线，10kV出线沿变电站南侧出线。4.4站址水文气象条件4.4.1水位66kV高台变所址位于县镇东侧，可防百年一遇洪水。4.4.2气象资料4.4.2.1站址气象特征值地势南低北高。南部因靠近蚂蜒河，多为平原，北部因靠山，多为丘陵。境内有金沙河、东柳树河从新村流入经此汇入蚂蜒河。属温带大陆性季风气候，春风大、气候干旱，夏季短、炎热多雨，秋霜早、常有霜冻，冬季长、寒潮频繁。最高气温35，最低气温-40。年均降水量570毫米，降水主要集中在七、八月。无霜期1
30、20天。县气象局提供气象资料(统计时长30年)序号项目单位气象参数1有效积温2557.4210年一遇最大日降水量mm96.5320年一遇最大日降水量mm123.64年平均降雨日数d1205最大风速m/s406无霜期d1287年平均积雪日数d1204.6水文地质及水源条件2011年7月勘察期间场区地下水：初见水位埋深5.9-7.5m，静止水位埋深6.4-7.6m，静水位高程在105.24-114.32.4.7站址工程地质建筑结构的安全等级为二级,结构重要性系数为1.0。设计使用年限为50年.建筑抗震设防类别为乙类。抗震设防烈度为6度(近震),设计基本地震加速度值为0.05g,设计地震分组为第一组
31、。持力层粉质粘土在冻深范围内为冻胀土，冻胀等级为III级。4.8土石方情况考虑所区位置，结合县城道路设计，考虑土方挖填平衡。场地设计标高高于道路。4.9进站道路和交通运输站外设引道至城市道路，引道宽约4.5米，长度15米。道路技术等级标准选用四级公路。4.10 站用电源变电站所用电源引自本变电所西侧。5 变电站工程内容5.1 建设规模 （1）66 kV（高压侧）本期进线1回，出线1回。（2）10 kV（低压侧）本期出线8回，终期出线12回。（3）主变压器容量1台20MVA变压器。（4）10kV母线补偿电容器3Mvar 1组。5.2 电气主接线及主要电气设备选择高台变电所66kV侧采用双母线、户
32、外布置，10kV侧户内布置采用单母线分段接线方式。短路电流系按2020年系统最大运行方式下归算到本站66kV母线上的等值阻抗进行计算。经过短路电流计算，66kV侧最大短路电流为2.7kA。1台主变运行，10kV侧最大短路电流3.5 kA。本站66kV、10kV侧的短路水平均按31.5kA考虑。本变电站所有电气设备外绝缘按III级污秽区考虑，泄漏比距不低于25mm/kV。（按系统最高工作电压）。主变压器选择自冷式油绝缘变压器，型号为SZ11-20000/66。电压为66kV81.25%/10.5kV。 66kV断路器设备选用SF6 断路器，额定电流为2500A，热稳定电流为31.5kA。隔离开关
33、额定电流为1000A，热稳定电流为31.5kA。10kV开关柜选择KYN28-12型金属铠装移开式开关柜，内配真空断路器。主二次及分段回路断路器额定电流为2500A,开断电流及3秒耐受电流为31.5kA，其它回路额定电流1250A，额定开断电流及4秒耐受电流为31.5kA。 5.3 电气布置本工程参照国网公司输变电工程通用设计110（66）500kV变电站分册（2011版）典设66-C1-1-D1-02方案，进行优化后开展设计。5.3.1 电气总平面布置所区占地东西方向74米，南北75米，变电所内设置环形设备运输通道。变电所66kV配电装置、主变压器、10kV电容器为户外布置，10kV开关柜及
34、控制保护为户内布置。5.3.2配电装置66kV配电装置采用一字型布置。66kV配电装置布置在站区北侧，10kV配电装置室位于站区西侧，主变压器位于66kV配电装置与10kV配电装置之间。10kV配电装置为手车式真空开关柜，采用电缆出线，开关柜两列相对布置。10kV电容器补偿装置采用户外框架式结构，布置在变电所西南侧，电容器成套装置通过电力电缆与10kV配电装置连接。5.3.3 防雷接地为防止直击雷，在变电站户外场地内布置3根30米高避雷针，与线路终端塔避雷针联合构成保护范围。为防止操作过电压对电气设备的危害，在66kV进线侧及10kV每段母线装设氧化锌避雷器, 其绝缘配合参数满足规程要求。变电
35、所的接地装置为环形布置，位于变电所基础外侧，根据微机保护的要求，接地电阻不大于0.5欧姆。为防止地下杂质对接地装置的侵蚀，设计采用接地角钢热镀锌，以保证接地装置长期完好性。5.3.4 站内用电变电所主厂房、新建主厂房相应房间均考虑电采暖，以及配电厂区照明用电等，经计算，所用变压器选用容量为100kVA变压器。5.4 电气二次5.4.1 运行管理模式本变电所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。变电所自动化系统按智能化变电所要求统一组网，采用DL/T860通信标准；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。保护及故障信息管理系统支持
36、DL/T860标准，通过站控层网络收集各保护装置信息，并通过数据网上传至调度端。5.4.2 变电站计算机监控系统5.4.2.1系统构成变电所自动化系统在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层组成。站控层由主机、远动通信装置构成，提供站内运行的人机交互界面，实现管理和控制间隔层、过程层设备的功能。间隔层由保护、测控、计量等二次子系统组成，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。过程层由互感器、合并单元、智能终端等构成，完成实时电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。站控层设备，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
37、心，并与远方监控调度通信。配置1台远动服务器，实现与调度的数据交换，同时配备1台通讯管理机实现站内非DL/T860设备或其它辅助设备的规约接入；配置1台信息一体化平台主机兼操作员工作站、能实现常规监控、信息共享一体化、保护信息故障分析、音响告警和网络高级应用等功能。配置一台微机防误工作站主机，具备五防防误操作、自动开操作票等功能。配置一台网络打印机，通过工程师站打印全站各装置的保护告警、事件、波形等。间隔层设备，变压器保护采用主、后备保护测控一体化装置两套装置，实现“直采直跳”，保护功能不依赖于网络设备和同步对时设备。10kV间隔采用保护测控、合并单元、智能终端一体化的智能组件装置，同时支持I
38、EC61850的SV、GOOSE及MMS服务。过程层设备，变压器各侧配置独立的合并单元与智能终端一体化装置，置于主变本体端子箱内，箱内配置监测功能组主IED、测量IED、油中溶解气体监测IED、光纤绕组测温IED等状态监视单元。66kV出线配置合并单元与智能终端一体化装置，置于断路器端子箱内，完成对设备的实时状态监测。5.4.2.2网络结构站控层网络（含MMS、GOOSE）采用单星形以太网络，间隔层继电保护装置之间的联闭锁信息用GOOSE网络传输方式，过程层GOOSE报文和SV报文采用点对点方式传输，最终形成三层一网结构。5.4.2.3智能变电站网络高级应用1）支撑经济运行和优化控制：主变的有
39、载调压和10kV无功投切由综自系统和调度、集控主站系统共同实现，不设独立的控制装置。 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，实现系统安全经济运行和优化控制。2）站域控制：通过变电所监控系统实现备自投、小电流接地选线和低周减载功能。3）源端维护：利用系统配置工具生成标准配置文件，提供升级矢量图形格式给调度/集控系统。5.4.3交直流一体化电源系统该站交直流部分按照交直流一体化系统设计，该系统由交流配电系统、直流操作电源、UPS逆变电源、蓄电池、直流配电系统等构成。1.交流系统：额定电压为380/220V，采用单母线分段接线形式，电源取自站内所用变。 2.直流系统：监控保
40、护系统电压为220V，通讯系统电压为48V，分别独立配置DC220V和48V电源母线，采用单母线分段接线，配置一体化电源系统监控单元，采用61850标准与站控层设备交换信息，对全站站用电源的统一管理。配置直流电源系统绝缘检测装置，在线监测直流电源系统对地绝缘状况。3. UPS逆变电源：容量为3KVA；主要负荷包括计算机监控系统，电量计费系统，火灾报警系统以及其它不允许断电的自动和保护装置等。4.蓄电池：选择阀控密封铅酸蓄电池 1组，蓄电池组容量 为300 Ah。配备蓄电池管理单元，可检测蓄电池组运行工况，对蓄电组充放电进行动态管理，并应具备对蓄电池温度进行补偿的功能。5.4.4继电保护配置（一
41、） 变压器保护：变压器保护，按主、后一体双套配置。主变高、低压侧，均配置常规互感器，通过就地合并单元完成A/D转换输出数字信号，本间隔合并单元将采样值信息以点对点传输给保护测控等间隔层设备。变压器保护直接采样，直跳各侧断路器；变压器保护跳分段断路器采用GOOSE网络传输，变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能终端上送站控层网络。主变智能终端、非电量保护及主变本体测控整合为一套装置下放到主变旁的柜体内，具体配置如下：1 差动保护作为变压器内部、套管引出线各种相间、匝间短路的主保护。2 高压侧设复合电压闭锁过流保护。3 低压侧配置限时速断、复合电压闭锁过流保护。4 各侧均配置过负荷
42、保护，保护动作于发信号。5 瓦斯保护作为变压器内部故障的主保护，轻瓦斯动作于信号，重瓦斯动作于跳闸。6 装设油温、油位、压力释放等非电量保护，动作于信号和跳闸。（二） 10kV侧保护配置如下：1 10kV接地变设速断、过流及过负荷保护。保护能用于高压侧断路器的遥控及开关量、模拟量的输入。2 10kV线路装设三段式过电流保护及重合闸；3 10kV电容器装设三相三元件二段式过电流，电压过低、过高及电压不平衡保护；4 10kV PT装设互代切换及断线告警装置、消谐装置；5 全站配置一套故障录波及网络分析记录装置；6 10kV分段设电流速断、过流保护及充电保护；7 10kV分段备自投功能、10KV低频
43、低压减负荷功能、小电流接地选线功能、VQC功能由站控层监控系统软件实现。8 10kV保护测控实现方式：在开关柜内采用保护、测控、合并单元、智能终端一体化装置，实现硬件整合，减少过程层装置数量。公用出线及电容器、所用变回路的一体化装置失电告警信号通过硬接点方式发送测控装置，其余告警信号可通过网络报文方式上送。 5.4.5 站内时间同步系统全站配置一套公用的时间同步系统，时钟双重化配置，支持北斗和GPS标准授时信号，优先采用北斗系统。同时具备通过远动通信设备接收调度时钟同步的能力。站控层设备采用SNTP对时方式。间隔层和过程层设备采用IRIG-B对时方式。5.4.7 图像监视、安全防卫及生产辅助控
44、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、环境监控等系统的智能联动控制，简化系统配置。本系统包括智能辅助控制系统平台、图像监视和安全警卫设备、火灾自动报警设备、环境监控设备等。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、火灾报警等终端装置上传的信息，分类存储各类信息并进行判断，实现辅助系统管理和监视控制功能。图像监视设备与安全警卫、火灾报警、消防、环境监控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起停。智能辅助系统实现变电所内照明灯光的远程开启和关闭，并与图像监控设备实现联动操作。空调、给排水等可
45、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。本系统通过一体化信息平台与变电所自动化系统接口；预留与远方主站系统的通信接口。5.4.8控制室二次设备布置站控层监控主机、显示器、站控层交换机设备组一面屏安装；每台主变主备保护装置在保护设备室内集中组一面屏；远动通信装置、对时系统组一面屏；视频监控服务组屏一面；公用测控装置、故障录波及网络分析记录装置组一面屏；交直流一体化设备共组屏七面；通信设备屏统一布置主控室内。5.4.9 电流互感器、电压互感器二次配置该站66kV及10kV电流互感器均采用常规电流互感器，计量卷精度为0.2S级，测量卷精度为0.5级，保护卷为5P30，额定二次输出均为30VA。5.4.1
