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普雄110kV输变电新建工程初步设计第二卷 技术部分第三册 变电工程 二一一年九月 普雄110kV输变电新建工程初步设计第二卷 技术部分第三册 变电工程批 准： 审 核：校 核：编 写： 二一一年九月 第二卷 第三册 变电工程目 录变电站设计技术41 概述41.1 主要设计原则41.2气象条件52 建设规模63.变电站主体专业工程设计63.1接入系统63.2电气主接线73.3 各电压等级配电装置型式及设备选择73.3.1短路电流计算71）计算依据及参数72）计算结果73.3.2.电气设备选择83.4 电气总平面83.5 防雷接地、照明及站用电93.5.1 过电压保护93.5.2 防雷93.5.3 接地93.5.4 站用电93.5.5 照明93.5.6 检修、通风103.5.7 电缆设施及电缆防火103.5.8 电气一次设备工程量表103.6 电气二次123.6.1全站控制监测系统（1套）123.6.2继电保护133.6.3 调度自动化151） 调度关系152）远动系统163） 网架现状174） 调度数据网175）调度端接口183.6.4电能量采集管理系统181）电能计量关口设置183.6.5 一体化电源系统193.6.6微机五防203.6.7图像监视及安全警卫系统20（1）安全、防盗监控21（2）设备监视21（3）电网应急指挥及演习213.6.8火灾探测报警系统223.6.9设备状态检测223.6.10设备清单223.7 站内通信及自动化233.7.1概述233.7.2系统通信253.7.3站内通信323.7.4设备材料表333.7.5投资估算354 节能、抗灾措施分析35（2) 基坑开挖37（3) 塔基排水375土建部分375.1概述375.2站区总布置与交通运输385.3建筑395.4结构405.5采暖、通风415.6给水、排水425.7围墙、大门436 消防446.1 化学灭火器的配置446.2 建筑消防456.3 主变压器消防4545普雄110kV输变电新建工程初步设计 第二卷 技术部分 第三册变电工程普雄110kV输变电新建工程变电站设计1 概述1.1 主要设计原则本工程设计执行现行国家及行业的相关设计规程、规范（技术标准），主要设计技术标准如下：GB50059-92 35110千伏变电所设计规范GB50060-92 35110kV高压配电装置设计规范DL/T5056-1996 变电所总布置设计技术规程GB50052-95 供配电系统设计规范GB11022 高压断路器通用技术条件GB311.1 高压输变电设备的绝缘配合GB/T 15544-1995 三相交流系统短路电流计算 GB50062-92 电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB50229-1996 火力发电厂与变电站设计防火规范GB50217-94 电力工程电缆设计规范GB11032-2000 交流无间隙金属氧化物避雷器GB311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合GB50062-1992 电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB50227-1995 并联电容器装置设计规范GB50260-1996 电力设施抗震设计规范GB50011-2001 建筑物抗震设计规范GBJ 16-1987 建筑设计防火规范（修订本）（2001年版）DL/T 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 621-1997 交流电气装置的接地DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定DL/T 5147-2001 电力系统安全自动装置设计技术规定DL/T 667-1999 远动设备及系统DL 5103-1999 35kV110kV无人值班变电所设计规程DL 5134-2002 变电所给水排水设计规程DL/T 5222-2005 导体和电器选择设计技术规程DL/T 5137-2001 电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T 5044-1995 火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定NDGJ 96-1992 变电所建筑结构设计技术规定建筑、消防、环保等其它现行行业标准1.2气象条件根据本线路调查资料，结合全国典型气象区的划分，确定本工程线路设计用气象条件如下表：表1 工程沿线参证气象站一般气候条件统计表项 目单位越西站观测场标高m1659.0年平均气压hpa832.2气温年平均气温13.2极端最高气温34.5极端最低气温-8.5最冷月平均气温4.1湿度平均相对湿度74冬季平均相对湿度68风速年平均风速m/s1.4最大风速m/s17.0降雨年平均降雨量mm1118.3一日最大降雨量mm160.1天气日数年平均雨日数d162.5年平均雾日数d1.2年平均积雪日数d5.2年平均冰雹日数d1.1年平均大风日数d10.4年平均雨凇日数d/年平均雷暴日数d75.9年最多雷暴日数d98其它最大积雪深度cm16最大冻土深度cm/2 建设规模本站110kV侧终期采用单母线接线、35kV终期采用单母线分段接线、10kV终期采用单母线分段接线，建设规模如下：主变容量：最终225MVA，采用三相三绕组有载调变压器。电压等级：110/35/10.5kV；110 kV出线：本期出线2回，最终出线4回。110kV接线形式本期为单母线接线，最终采用单母线分段接线，采用户外敞开式布置形式。35kV进线：本期进线1回，最终4回，35kV接线形式为单母线分段接线，采用户内布置形式。10 kV出线：本期出线1回，最终6回；10kV接线形式本期为单母线分段接线，采用户内布置形式。3.变电站主体专业工程设计3.1接入系统3.1.1工程概况普雄变电站是普雄河干流电站的汇集点。普雄河干流共分七级开发，总装机容量67.9MW，分别为依呷电站（2.5MW），尔普电站（10MW）,永兴一级电站（4MW）,永兴二级电站（4MW）,普雄一级电站（6.4MW）,普雄二级电站（11MW）,铁西电站（6MW）。普雄变电站电力送出方案涉及的范围是除已投产的铁西电站以外的其他六级电站，总容量37.9MW。3.1.2接入系统根据关于凉山州普雄河流域梯级电站互联及电力送出方案的批复和结合越西县电网现状，作普雄110kV变电站接入系统方案：1）在普雄镇北侧新建一座普雄110kV变电站，通过一回110kV线路接入越西220kv变电站。2）依甲、尔普电站通过一回35kV线路串接入普雄110kV变电站。3）普雄一级、普雄二级、永兴二级各出一回35kV线路接入永兴一级电站，永兴一级电站汇集电力后通过一回110kV线路接入普雄110kV变电站。3.2电气主接线3.2.1.方案比较见电气主接线方案比较图。3.2.2电气主接线本站110kV侧终期采用单母线接线、35kV终期采用单母线分段接线、10kV终期采用单母线分段接线，建设规模如下：1) 主变：容量：最终225MVA，采用三相三绕组有载调变压器。电压等级：110/35/10.5kV；2) 110kV出线：本期进线1回，出线1回，110kV接线形式本期为单母线接线，采用户外敞开式布置形式。3) 35kV进线：本期进线1回，最终4回，35kV接线形式为单母线分段接线，采用户内布置形式。4) 10kV侧：进线：本期无进线回路。出线：本期出线1回，最终6回；10kV接线形式本期为单母线分段接线，采用户内布置形式。5) 详见普雄110kV变电站电气主接线图3.3 各电压等级配电装置型式及设备选择3.3.1短路电流计算1）计算依据及参数a 电气主接线。b 短路点的确定：为了选择、校验电气设备所需的最大短路电流值，短路点选择任一主变高压侧为d-1点, 主变中压侧为d-2点, 主变低压侧为d-3点。c 按网络等值阻抗法计算（采用标幺值计算）。d 系统基准容量100MVA。e 变压器主要参数：T1=T2=25MVA Uk（I-II）= 18%, Uk（I-III）=10.5%, Uk（II-III）=6.5%，2）计算结果短路点短路点平均电压(kV)I(kA)I4(KA)三相短路电流冲击值ich(KA)d-111525.625.667.07d-238.529.28729.28775.73634d-310.514.9214.9239.093.3.2.电气设备选择1） 主变压器选用110kV三相三绕组有载调压变压器，变压器型号为：SSZ925000/110, YN,yno.d11。2） 110kV断路器，LW25-126，1250A，31.5kA，弹簧操作机构。3） 110kV隔离开关，GW5-110GD/600，1250A，31.5kA。4） 110kV电容式电压互感器：TYD-110/3-0.02H (母线型)，爬电比距2.5cm/kV 110 /3/0.1/3/0.1/3/0.1kV。5） 110kV电流互感器，LB6-110.6） 氧化锌避雷器：110kV，102/266W，附放电计数器。7）35 kV开关设备：选用金属铠装中置式开关柜（KYN61A-40.5型），内装真空断路器额定电压为35kV，断路器额定电流为630A、开断电流25kA。7） 10kV开关设备：选用金属铠装中置式开关柜（KYN28-12型），内装真空断路器额定电压为12kV，断路器额定电流为1250A、开断电流25kA。以上户外电气设备按III级污秽地区选型。全部设备选择为高原型3.3.3.详见电气设备材料表3.4 电气总平面110kV普雄变电站电气总平面布置根据建设规模、结合进站道路和110kV进出线方向，力求紧凑合理、出线方便、减少占地面积的原则，参考国家电网公司输变电工程典型设计110kV变电站分册（补充分册）A-4方案进行合理布置。110kV设备布置在站区北侧，采用架空进线；生产综合楼位于站区南侧，为单层建筑，布置有10kV配电室、主控制室及附属室等；进站道路及大门位于变电站西侧。主变压器平行布置在110kV配电装置及10kV配电室之间，110kV侧中性点设备布置在主变压器右侧。35kV配电装置采用户内高压开关柜布置方式，架空出线，主变压器35kV进线以电缆引入35kV高压开关柜。10kV配电装置采用户内高压开关柜布置方式，电缆出线，主变压器10kV进线以矩形铜母线经穿墙套管通过封闭母线桥引入10kV高压开关柜。详见附图:电气总平面布置图3.5 防雷接地、照明及站用电3.5.1 过电压保护110kV、35kV、10kV主母线，主变高低压两侧及主变110kV侧中性点均装设氧化锌避雷器作为过电压保护。主变110kV侧中性点均装设放电间隙及隔离开关，变压器中性点接地方式可以选择不接地或直接接地方式，满足系统不同的运行要求。按DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合的规定，在110kV进出线侧装设氧化锌避雷器。3.5.2 防雷为了防止大气雷电对电气设备的直接袭击，在变电站内设置4支40米高独立避雷针形成联合保护网，配合出线杆塔的避雷针尖。详见附图:防雷保护范围布置图3.5.3 接地变电站的接地采用以水平敷设接地带为主，辅助以垂直接地极的混合人工接地网，接地网外缘闭合。本站主接地网的水平接地体采用-60X8镀锌扁钢，垂直接地体采用50505的镀锌角钢。变电站主接地网的接地电阻按满足DL/T621-1997交流电气装置的接地的要求设计。工频接地电阻在任何季节均应满足规范要求值。设备的接地应满足“反措”的要求，接地引下线单独敷设，并明显标示。独立避雷针应设单独的接地装置，接地电阻R10欧姆且与主接地网边缘距离不小于3m，距带电设备距离不小于5m。在主控室装设专用接地铜排与控制屏接地端子相连。3.5.4 站用电站内用电有10kV、段母线上站用变压器提供。站用电系统电压380/220V。站用电系统接线为单母线分段接线方式，选用智能交流低压配电屏2面，安装在主控制室内。站用电系统设计为自动切换，并实时将该装置的所有信息量通过RS485通信串口直接传回到监控系统。3.5.5 照明本站照明严格按照火力发电厂和变电所照明设计技术规定（SDGJ56-83）进行设计并按终期规模一次性建成。全站工作照明电压为交流220V，事故照明电压为直流220V，设事故照明自动投切装置。开关室采用节能型高强气体放电灯为主照明，设事故照明，主控和继电器室及其他室内照明采用新型荧光灯为主照明，设事故照明。本站户外照明以高效的防眩通投光灯为主照明，10kV配电装置屋顶设置抗震型灯具。3.5.6 检修、通风110kV设备场地、10kV配电室、主控室及主变压器处均设有检修配电箱。10kV配电室及站变室设有通风机，当自然通风不能满足要求时，应采用通风机强排，通风机同时作事故排风用，主控室设两台空调通风降温。3.5.7 电缆设施及电缆防火10kV电力电缆联络线：经柜后一次电缆沟引至户外设备处。各级电压配电装置处均设有二次电缆沟道，各沟道均与主控制室相通以便于各控制电缆的联络及敷设，敷设时应满足电缆敷设规程规范要求。电缆防火及阻燃措施按电力工程电缆设计规范（GB50217-94）进行设计，详见本工程消防设计。3.5.8 电气一次设备工程量表主要设备材料表类别序号名称规格单位数量备注110kV电压设备1SF6断路器LW36-126 126kV 1250A 31.5kA台42三相隔离开关带单接地GW5-110GD/1250 单接地台63三相隔离开关带单接地GW5-110GD/1250 双接地台34电流互感器LB7-110 10P/10P/0.5/0.2S只165电容式电压互感器TYD-110/-0.01H110/0.1/0.1 只26电容式电压互感器TYD-110/-0.02H110/0.1/0.1 只37避雷器带放电计数器Y10W-102/266只68钢芯铝绞线LGJ-240/40米4509绝缘子串只1810钢构架（设备支撑，门型架，横梁及必要附件）设备支撑44基，母线门型架（7.5m）支撑4基，出线门型架（12.5m）支撑8基，变压器出线门型架（10m）支撑8基，横梁（10m）8根，40m高钢结构避雷针塔4基35Kv电压设备1135kV铠装移开式开关柜KYN-37B-40.5面4出线断路器柜1235kV铠装移开式开关柜KYN-37B-40.5面4出线PT柜（经穿墙套管架空出线）1335kV铠装移开式开关柜KYN-37B-40.5面2主变断路器柜1435kV铠装移开式开关柜KYN-37B-40.5面2母线PT柜1535kV铠装移开式开关柜KYN-37B-40.5面1分段断路器柜1635kV铠装移开式开关柜KYN-37B-40.5面1分段隔离开关柜17高压电缆ZR-YJV-1185 35kV米48010kV电压设备1810kV铠装移开式开关柜KYN28A-12 -03面6出线断路器柜（电缆出线后架空出线）1910kV铠装移开式开关柜KYN28A-12 -02面2主变断路器柜2010kV铠装移开式开关柜KYN28A-12 -41面2PT柜2110kV铠装移开式开关柜KYN28A-12 -77面2站用变断路器柜2210kV铠装移开式开关柜KYN28A-12 -55面1分段断路器柜23共箱封闭母线GXFM-1250A 10.5kV 63 kA米50主变及中性点24主变压器SSZ925000/110 11081.25%/38.522.5%/10.5台225主变中性点隔离开关GW13-72.5/630台226主变中性点避雷器YH1.5W-72/186台227中性点电流互感器LZZBJ71-10 75/5套228变压器运输和基础钢轨套2厂用电29干式变压器SCB9-100/10台330站用屏GCS面4其他31变电站金属及混凝土隔片围墙和钢大门套1接地系统32接地用铜编织线，镀锌扁钢及必要附件万元参考价照明系统弱电系统33成套室内，室外照明及插座设备，紧急事故照明设备万元参考价电线电线34电力电缆，控制电缆，通讯电缆，光纤及电缆终端等万元参考价电缆桥架35缆桥架，支架，托盘和固定装置万元参考价3.6 电气二次3.6.1全站控制监测系统（1套）变电站监控系统按采用成熟先进的计算机监控系统，按无人值班设计，其功能如下：（1）计算机监控系统按分层分布式网络结构设计，系统分为两层，即变电站层和间隔层，具有远方控制功能。站控层网络采用100M单以太网连接。网络媒介采用光纤。（2）按无人值班设计，站内监控系统设置两台主机兼操作员站、2台通讯服务器。站内设UPS电源一套作为站内计算机监控系统、保护装置等二次设备提供交流不停电电源。（3）变电站监控设备、保护设备及各智能设备均考虑配置远动数据接口，根据调度管理权限，完成变电站与西昌电业局电力调度中心的通信。（4）计算机监控系统具备防误闭锁功能，能够完成全站防误操作闭锁。（5）保护动作及装置报警等重要信息采用硬接点方式输入测控单元。（6）计算机监控系统配置到地调和县调的双通道上传接口，支持CDT、101、104远动通信规约。变电站监控系统监控范围如下：1）各电压等级的断路器以及隔离开关、电动操作接地开关、主变中性点隔离开关。2）主变的分接头调节及10kV无功补偿装置自动投切。3）站用电控制及站用电源备用自投。4）直流系统和逆变电源系统。5）通信设备及通信电源告警信号。6）图像监视及安全警卫系统的报警信息。7）火灾探测报警系统的报警信息。3.6.2继电保护继电保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性、速动性的要求。全站各主要电气设备包括主变、110kV线路、110kV母线、35KV线路、10KV线路、厂用变的继电保护拟采用微机型继电保护装置。继电保护配置按“GB14285-2006”继电保护和安全自动装置技术规程、川电调20049号关于印发四川电网220kV-500kV继电保护配置和选型原则的通知及本变电站的实际情况设计。1）主变保护： 主保护差动速断保护、纵差保护； 主变本体瓦斯保护（重瓦斯、轻瓦斯）；压力释放保护（动作于信号）温度保护； 110kV后备保护 复压闭锁过流：保护动作延时跳开变压器各侧断路器 零序电流保护，动作出口有跳主变各侧断路器。 间隙电流保护，动作出口跳主变各侧开关。 过负荷发信，温度高发信功能 过载闭锁有载调压功能。 35kV侧后备保护中压侧配置复合电压闭锁过流保护。 10kV侧后备保护低压侧配置复合电压闭锁过流保护、限时速断保护。2）110kV线路保护：至永兴一级普雄线路保护： a. 光纤纵联差动保护；b. 三段式相间距离、接地保护；c. 四段零序方向电流保护；d. 检无压或检同期三相一次重合闸。至越西变电站普雄线路保护：a. 光纤纵联差动保护；b. 三段式相间距离、接地保护；c. 四段零序方向电流保护；d. 检无压或检同期三相一次重合闸。为了确保所配置的保护装置能够正确的反映故障形式和迅速动作，永兴一级和越西变电站内关于普雄110kV输电线路所采用的保护装置应在原理上和厂家的选择上须一致。3）110kV母线保护：a母线差动保护b断路器失灵保护c复合电压闭锁4）35kV线路保护： 三段试相间电流保护 三相一次重合闸 电流速断保护 过流保护 零序保护5）10kV部分保护： 10kV馈线保护a. 无时限电流速断保护b. 限时电流速断保护；c. 过电流保护；d. 小电流接地选线功能；e. 三相一次重合闸；f. 零序电流保护；g. 低周、低压减载功能； 10kV站用变保护： a. 无时限电流速断保护b. 限时电流速断保护；c. 过电流保护；d. 小电流接地选线功能；f. 零序电流保护； 10kV电容器保护：a. 无时限电流速断保护b. 限时电流速断保护；c. 过电流保护；d. 小电流接地选线功能；e. 零序电流保护；f. 过负荷保护；h. 低电压保护；i. 过电压保护；j. 不平衡电压保护；6）故障录波变电站装设一套微机故障录波装置，用于对110KV线路及主变各侧事故状态进行录波分析，装置应具有：对模拟量、开关量的录波；远传功能；卫星校时（GPS）接口。8）10kV分段设置备用电源自动投切装置。9）电压无功自动投切由综自后台带有软件电压无功自动投切功能实现。3.6.3 调度自动化1） 调度关系四川电力系统调度管理规程规定：一切并入电网的发电站，不论其产权归属和管理形式，也不论其所在的地域或接入何级电网，均必须划归电网调度机构调度管辖，即必须接受四川省调或西昌地调的调度管辖。其中，四川电力系统内装机容量10MW及以上的发电站由四川省调直调；本地区装机容量10MW以下的发电站由当地地调直调。根据四川电力系统调度管理规程规定：普雄110千伏变电站应由西昌地调直接调度。越西220千伏变电站间隔扩建部分站内一次系统的相关二次信息也组织成远动信息向四川省调、省调备调和西昌地调自动化主站传送。2）远动系统根据四川电力目前的调度管辖职能划分，新建普雄变电站应由西昌电业局调度中心调度，本站终期调度自动化按如下考虑：a. 远动信息根据部颁电力系统调度自动化设计规程的有关条款规定，变电站应向控制中心及上级调度传送以下遥测、遥信信息：、遥测：110kV 、35kV及10kV线路有无功功率、有无功电能量，110kV、35kV及10kV母线电压、频率；主变高、低压侧有无功功率、电流；主变高、低压侧有无功电能量，并满足高层软件的信息采集要求。、遥信：事故信号、断路器位置信号、隔离开关及地刀位置信号、主变压器抽头位置信号、主变压器保护信号、公共信息。远动信息为数字数据信息，采用光纤方式同调度中心进行传输。b远动功能、常规电气量、非电气量的采集（模拟量、开关量）与处理；、微机保护信号采集，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；、接收调控端计算机系统遥控命令，实施控制操作并校核执行；、向调度端传送所采集的各种信息；、接收地调系统对时命令；、遥控功能：对变电站所有断路器、分接头具有远方控制能力；、具有必需的人机联系及维护手段；、具有自恢复功能；、具有转发的功能；、可与微机保护系统等接口。监控系统的远动功能及性能指标符合调度自动化设计技术规程。远动信息采取“直采直送”原则，直接从计算机监控系统的测控单元获取远动信息，满足西昌电业局调度中心远动信息采集要求。远动通信设备实现与西昌电业局调度中心的数据通信，采用常规远动通道互为备用的方式，预留电力调度数据网络接口及规约。网络通信采用DL/T 634.5 104-2002规约，专线通信采用DL/T 634.5 101-2002规约，通信规约按西昌电业局调度中心要求设置。3） 网架现状基于西昌电网传输网的通道情况，该变电站采用2M通道和4E&M通道接入西昌地调，由西昌地调度接入省调。4） 调度数据网调度数据网应在光纤通道上利用专用通信设备组网，实现物理层面上与管理信息网络的隔离，已满足电力系统二次安全防护的要求。根据电力二次系统安全防护总体方案确定的安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证原则，对110kV普雄变电站进行电网二次安全防护配置，以保障调度数据网的安全。110kV普雄变电站作为调度数据网的接入节点，需采用2M通道连接至西昌局调骨干节点，再通过西昌局调骨干节点连接至四川省调核心节点。本设计在站内配置一套调度数据网接入设备，两套纵向加密认证装置、一台路由器和两台三层交换机。调度数据网接入设备与变电站SDH光传输设备采用2M接口对接，与西昌局调相连接。按照电力二次系统安全防护总体方案以及本站实际情况，本站只设生产控制区，不设管理信息区，其中生产控制区分为安全I区和安全II区，具体业务分工如下：(a)、安全I区业务：EMS与RTU或变电站自动化系统的实时数据通信；EMS之间的实时数据交换；电力系统动态测量及控制数据；稳定控制系统；五防系统。(b)、安全II区业务：联络线交换计划、联络线考核；电能量计量计费信息；故障录波、保护和安全自动装置有关管理数据。两台交换机需支持MPLS-VPN功能，使用VPN技术在调度数据网络中为安全I区和安全II区的数据传输提供逻辑隔离的两个VPN子网，即提供实时VPN（安全I区）和非实时VPN（安全II区）两个虚拟网段，各应用系统根据所属安全区的不同，分别接入实时VPN和非实时VPN的交换机。安全I区纵向上配置纵向加密认证装置，安全II区纵向上配置纵向加密认证装置，实现110kV普雄变电站与西昌电业局调度中心和西昌局调度中心的纵向安全防护体系。5）调度端接口为普雄110千伏变电站和越西220千伏变电站间隔扩建部分的远动信息、电能量数据和发电计划申报等各类调度数据业务接入四川省调、备调和西昌地调的各类主站端系统统一考虑接口费用，用于主站端的软、硬件接口配置、系统联合调试等。6） 二次系统安全防护根据电力二次系统安全防护总体要求及国家电网调2006第1167号文关于贯彻落实电监会电力二次系统安全防护总体方案的要求，进行核心系统安全防护，在主机兼操作员站配置核心系统防护软件一套。核心系统防护软件须满足以下要求：产品必须通过国家电网公司信息安全实验室测评三年以上在电力监控系统中有三年以上成功的应用案例数字签名认证机制帐号管理口令质量控制 文件的访问控制 防止程序非法终止 程序自动权限设置 Setuid 控制特权程序控制 网络控制服务 登录服务控制 入侵响应系统IPS确保完整的S-NUMEN日志系统及设置程序自身保护功能(Self-Security)跨平台管理，必须全部满足可以同时运行在AIX、HP-UX、Solaris等主流UNIX平台的需求；3.6.4电能量采集管理系统1）电能计量关口设置根据计量规程和川电营销200276号文“关于印发的通知”的要求，在站内各二类计量点配置电压、电流专用二次计量绕组。110kV线路采用电子式多功能电度表（有功0.2S级，无功2.0级，3*57.7V 3*1.5（5）A）。主变高压侧选用国产电子式多功能电能表（有功0.5S级，无功2.0级，3*57.7V 3*1.5（5）A）。主变低压侧选用国产电子式多功能电能表（有功0.5S级，无功2.0级，3*100V 3*1.5（5）A）。以上电能表均集中组屏装于主控制室。在越西220千伏变电站对普雄110kV变电站的110kV出线开关处设置电子式多功能电度表（有功0.2S级，无功2.0级，3*57.7V 3*1.5（5）A）。10kV馈线选用国产电子式多功能电能表（有功0.2S级，无功2.0级，3*100V 3*1.5（5）A），安装在相应10KV关柜上。35KV出线选用国产电子式多功能电能表（有功0.2S级，无功2.0级，3*100V 3*1.5（5）A），安装在相应35KV开关柜上。配置一套电能量采集管理系统，由电能量采集装置、当地管理后台、系统应用软件等部分组成，能够实现电能量的采集、存储、处理、远传组织、当地管理、统计、计算、报表等功能。电能采集装置组柜一面，电能量采集装置与上级调度端的电能量计量主站系统数据通信采用拨号访问方式和电力调度数据专网两种方式。传输规约支持IEC60870-5-102、四川电力公司电能量采集装置（试行）规约，不与变电站监控系统通信。3.6.5 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能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。（1）直流系统直流系统向本站内计算机监控设备、保护设备、事故照明以及逆变电源等负荷供电。按电力工程直流系统设计技术规程DL/T5044，本工程设置两组阀控式密封胶体铅酸蓄电池，每组104只,蓄电池组电压为220V。每组蓄电池容量选择按本工程最终规模经常负荷和事故负荷考虑。按照无人值班原则设计，事故放电时间按2小时计算，蓄电池容量为300Ah，每组蓄电池配置一套高频开关充电装置，用于向蓄电池组浮充电及均衡充电， 每套充电装置的充电模块按N+1热备份方式配置，每套装置均设4只20A模块。直流系统采用单母线接线方式。直流系统设置1套微机监控装置，由该装置对直流设备进行监测及管理，并通过通信接口与站内监控系统通信。为了提高直流系统的可靠性和寻找接地的方便，直流系统设置1套直流系统绝缘监测仪，在线监测各馈线的直流接地故障点，并与智能高频开关电源柜的微机监控装置通信；直流系统的所有信号均通过通信接口和空接点方式传至变电站微机监控系统。（2）逆变电源本工程配置一套容量为5kVA的单相在线式逆变电源装置为监控系统站级控制层系统、电能采集系统后台机以及调度录音电话等设备提供工作电源。正常情况下逆变电源装置的交流输入电源经过整流逆变后输出交流电源；在逆变电源装置的交流输入电源消失或交流逆变失败时，可无时限切换至直流逆变继续输出交流电源。逆变电源装置的电源故障、电源逆变、电源切换等信号以硬接点形式传至微机监控系统。 逆变电源装置的逆变输出（电流、电压）均经变送器转换成标准420mA模拟量送至微机监控系统。逆变电源装置的交直流电源输入、逆变输出回路均装设带有热、磁脱扣器的自动空气开关。3.6.6微机五防电气设备的防误操作选用经电力部产品鉴定的微机“五防”闭锁装置一套。由该装置对全站的断路器、隔离开关、接地刀闸、网门、接地桩实行防误闭锁操作。对需远方控制的断路器可分别在中央控制层，间隔层及就地进行操作，并保证在同一时间内只允许一种控制方式有效。每种操作方式有完善的五防闭锁。本工程在站端建变电站微机五防系统子站，考虑相应的站端微机五防闭锁装置、电脑钥匙、锁具、软件系统及接口等，和西昌电业局微机防误主站配套。所有锁具、软件系统及接口均按终期考虑。3.6.7图像监视及安全警卫系统国家电网公司2009第61号文件要求进一步加强变电站安全技术防范工作，规范技术防范配置，全面提高变电站安全防护水平。“网络化、智能化、高清化”是视频监控技术的主要发展趋势，随着视频监控技术的快速发展和省公司视频监控体系的逐渐完善，提出了监控联网的要求，明确了需要在省公司建设一级监控中心管理平台、地区局（含超高压局）建设二级监控中心管理平台，各供电局（所）、35kV及以上等级变电站的视频监控前端系统接入到各自所属的地区局（含超高压局）二级平台，并通过二级平台将监控图像上传给省公司一级监控平台。视频监控系统主要采用网络传输方式，将视频监控图像信息承载于成都局同步开展建设的综合数据网上传输。采用符合发展趋势的IP摄像头作为站端图像采集单元，高清图像的记录采用IP-SAN平台存储方案。在新建站点配置智能视频服务器，整合只能视频分析功能，实现前端平台的网络化智能视频系统架构。应满足如下应用需求：（1）安全、防盗监控变电站围墙上设置电子围栏并通过视频监控系统在变电站配置的入侵检测报警和视频监控设备对变电站周界和场区环境进行监视，满足变电站安全、防盗需要。（2）设备监视视频监控系统对隔离开关操作状态进行远方图像监视，对变电站重要设备的运行状态进行监视。（3）电网应急指挥及演习在电网发生重大事故时，视频监控系统作为应急指挥中心的通信指挥系统的重要组成部分，可以将调度中心、监控中心和变电站图像信息和声音传送到应急指挥中心，利用图像信息和双向语音通话功能、指挥、协调、处理电网事故。同时，通过视频监控系统传送的视频图像和声音可以在联合反事故演习过程中实时看到各级调度中心、监控中心以及变电站现场情况。本期变电站站端系统主要由监控单元（监控主机）、网络视频服务器、报警扩展模块、控制扩展模块、其它专用监控模块（如空调控制模块、通风机控制模块