哈尔滨正阳220kV变电站综合自动化改造工程可行性研究报告.doc

生产技术改造（大修）项目可行性研究报告项目名称：哈尔滨正阳220kV变电站综合自动化改造工程项目单位：哈尔滨电业局编制单位：东北电力设计院设计、勘测证书号：A1220001852012年9月5日哈尔滨正阳220kV变电站综合自动化改造工程批 准审 核校 核编 制2012年9月 1. 总论1.1设计依据受哈尔滨电业局委托，开展哈尔滨正阳220kV变电站综合自动化改造工程可行性研究。1.2 主要设计原则a) 本工程建设目标是哈尔滨正阳220kV变电站进行综合自动化改造，满足“大运行”、“大检修”的需要；b) 新系统的建设应遵循国家、行业等有关标准,具有开放性、可扩性、实用性,保证数据的准确、安全与共享，保证数据的一致性； c) 系统的设计以易用性、先进性、兼容性、稳定性、安全性、可扩展性为主，实现多系统融合；d) 本工程不包括下述内容l 一次主设备在线监测系统；l 一次设备改造；l 变电站消防系统、安防系统、照明系统、视频系统改造；l 数据网设备。e）设计内容深度按有关规程、规定执行；f）本设计所涉及的变电站资料由哈尔滨电业局现场提供。g) 依据的主要技术规范、规定：l 国家电网公司 2011 年新建变电站设计补充规定 l 国家电网公司智能变电站优化集成设计建设指导意见l 国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）国家电网生技 2005 400号文l 无人值守变电站管理规范（试行）l 无人值守变电站及监控中心技术导则l 全国电力二次系统安全防护总体方案l 安全防范工程技术规范l 电网视频监控系统及接口第1部分技术要求l 110（66）500kV变电站通用设计方案l 国家及行业的相关设计规程、标准等。设计范围1.3设计水平年本工程设计水平年为2012年。1.4 设计范围及建设规模本设计为正阳220kV变电站综合自动化改造可行性研究设计，内容包括：a) 正阳变电站进行综合自动化改造建设的必要性；b) 变电站生产控制系统的设计方案；c) 设备配置；d) 投资估算。1.5 主要技术经济指标本工程实施后，正阳变人员配置需求将降低90%，工作效率将提高90%，自动化生产水平将提高90%。1.6 经济分析本工程实施后，正阳变将取消大部分值班人员配置，提高变电站运行的安全性和可靠性，提高对变电站的远程维护工作效率，避免人为事故的发生，从而提高经济效益。2. 项目必要性2.1 工程概况正阳220kV变电站位于黑龙江省哈尔滨地区，于上世纪90年代初建成投入系统运行。正阳变电站共有3个电压等级，即220kV、66kV和10kV，其中220kV、66kV部分配电装置位于户外，10kV部分配电装置位于主控楼1楼户内。正阳变电站设两组容量分别为240MVA的220kV/66kV主变和两组容量分别为31.5MVA的66kV/10kV降压主变，均为户外式。220kV部分出线2回，即西正甲乙线，采用变压器线路组接线方式，2回线路与2组主变间设2组断路器；66kV采用单母线分段接线方式，出线8回；10kV采用单母线分段带旁路接线方式，出线16回，设2组旁路，2组接地变和1组所用变。具体主接线详见图2.1-1。正阳220kV变电站现由哈尔滨地调调度指挥。变电站1楼配置7面380V低压配电屏和1面380V消防控制屏。变电站1楼配置设2个小室，分别安装蓄电池组2排，蓄电池屏3面，直流屏和充电屏各2面。变电站内断路器控制在控制屏上操作，隔离开关和接地刀闸均为现场手动操作。正阳变电站配备有11面常规控制屏对变电站进行集中监控。正阳变的主控楼共五层，主控及继电保护室位于五楼，主控室可安装4排及1列屏位，大约能装设49面50面屏。主控室对面为远动室，大约可装设46面屏。楼下为电缆夹层。220kV正阳变主控室平面布置现状如图2.1-2所示。35图2.1-1 正阳220kV变电站主接线图2.1-2 正阳变主控室平面布置现状图2.2存在主要问题2.2.1远动系统正阳变电站现配置有东方电子公司生产的DF1331型增强型分布式RTU设备，其模拟测量采用变送器，运行年限较长，精度差，传输不稳定，不能满足本期工程的要求，需要更换。2.2.2 五防系统正阳变电站现配置有独立的微机“五防”系统，即锦州拓新生产的五防系统，该装置投运时间接近15年，存在系统老化问题。2.2.3 计量计费系统正阳变电站现配置有4面电度表屏，均装设电子式多功能电度表。2.2.4 继电保护装置正阳变现有继电保护及自动装置配置情况如表2.5-1所列。如表所列，正阳变的继电保护装置除220kV线路保护、继电保护及故障录波信息管理子站以及个别10kV保护装置外，大多投运年限接近或超过10年，甚至还有静态电磁继电器型保护，无法满足本期变电站综合自动化改造的需要，设计中考虑大部分予以更换。正阳变继电保护及自动装置配置表表2.5-1电压等级（kV）元件及保护型号投产日期工程建议保护及故障录波子站GCSC-1326保留220#1主变保护LCD-161998.06更换为新型微机保护220#2主变保护LCD-161998.06更换为新型微机保护66#1降压变保护WBH-1012002.06更换为新型微机保护66#2降压变保护WBH-1012002.06更换为新型微机保护220故障录波器WGL-121997.11更换为新型微机装置220西正甲线保护 IRCS-931(光纤)2009.07保留220西正甲线保护 IICSC-101(载波)2009.07保留220西正乙线保护 IRCS-931(光纤)2009.09保留220西正乙线保护 IICSC-101(载波)2009.09保留220西正甲线断路器保护屏常规1999.12更换为新型微机装置220西正乙线断路器保护屏常规1999.12更换为新型微机装置66故障录波器YS-8A2002.11更换为新型微机装置66I段母线母差RCS-9152002.09更换为新型微机保护66II段母线母差RCS-9152002.09更换为新型微机保护66正新甲线保护CSL-103D2002.09更换为新型微机保护66正经甲线保护CSL-103D2002.09更换为新型微机保护66正新乙线保护CSL-103D2002.09更换为新型微机保护66正经乙线保护CSL-103D2002.09更换为新型微机保护66正站甲线保护CSL-103D2002.09更换为新型微机保护66正站乙线保护CSL-103D2002.09更换为新型微机保护66正中甲线保护LFP-953A2003.06更换为新型微机保护66正中乙线保护LFP-953A2003.06更换为新型微机保护66/10备自投ISA-358F2005.06更换为新型微机装置10正八线保护ISA/LSA-251A2001.09更换为新型微机保护10安德线保护ISA/LSA-251A2001.09更换为新型微机保护10河柏线保护ISA/LSA-251A2001.09更换为新型微机保护10河润线保护ISA/LSA-251A2001.09更换为新型微机保护10爱达线保护ISA/LSA-251A2001.09更换为新型微机保护10福同线保护ISA/LSA-251A2001.09更换为新型微机保护10爱建线保护ISA/LSA-251A2001.09更换为新型微机保护10建河线保护ISA/LSA-251A2001.09更换为新型微机保护10河鼓线保护ISA/LSA-251A2001.09更换为新型微机保护10正阳线保护ISA/LSA-251A2001.09更换为新型微机保护10哈木线保护ISA/LSA-251A2001.09更换为新型微机保护10河松线保护ISA/LSA-251A2001.09更换为新型微机保护10卓展乙线保护ISA/LSA-251A2001.09更换为新型微机保护10排水线保护ISA/LSA-251A2001.09更换为新型微机保护10I段预留线保护ISA/LSA-251A2001.09更换为新型微机保护10II段预留线保护ISA/LSA-251A2001.09更换为新型微机保护10卓展甲线保护ISA-351G2010.08保留10安隆线保护ISA-351G2010.08保留10#1接地变保护DL-21C1998.09更换为新型微机保护10#2接地变保护DL-21C1998.09更换为新型微机保护10#1所内变保护DL-21C1998.09更换为新型微机保护10低频低压减载装置UFV-2A2003.07更换为新型微机装置2.3 原因分析从运行环境、运行时间、设备质量、上级要求、技术发展、电网发展等方面综合分析，正阳变电站现有设备运行时间较长，很多都超过设备平均使用寿命，已经不能满足国网公司“大运行”，“大检修”的要求，应考虑进行整体改造。2.4 必要性按照黑龙江省电网的整体规划，正阳220kV变电站将由调控中心监控，由检修中心维护管理，这对变电站提出了更高的运行和维护要求。目前正阳变电站主要存在如下问题:a) 正阳变电站现配置有东方电子公司生产的DF1331型增强型分布式RTU设备，其模拟测量采用变送器，运行年限较长，精度差，传输不稳定，不能满足本期工程的要求，一旦装置发生故障将无法替换和修复，直接影响系统的安全稳定运行。b) 正阳变的自动化装置和继电保护装置除220kV线路保护、继电保护及故障录波信息管理子站以及个别10kV保护装置外，大多投运年限接近或超过10年，甚至还有静态电磁继电器型保护，无法满足本期变电站综合自动化改造的要求。综上所述，只有在正阳变电站建立新型变电站一体化监控系统，才能提高变电站运行的安全性和可靠性，提高对变电站的远程维护工作效率，从而更好的满足要求。因此，对正阳变电站进行综合自动化改造是必要的。3 方案介绍3.1 技术方案3.1.1自动化系统配置方案正阳220kV变电站原有自动化系统运行时间较长，设备陈旧，已不能适用于本期工程的需要，本期工程将采用新的、面向间隔的网络分布式变电站计算机监控系统，实现遥测、遥信、遥控、遥调及与IED设备通信接口功能，监控系统遵循DL/T 860，其配置方案示意图如图3-1所示。图3-1 监控系统的配置方案示意图3.1.1.1 系统功能改造后的监控系统主要功能如下：a) 采集功能：通过测控装置、保护装置采集有功、无功、电流、电压、频率等电网运行量测值、断路器、隔离开关、接地刀闸等开关状态和软压板位置、设备告警信息等状态量以及SOE信息等。b) 告警功能：按要求分级发出相应的声光告警信号，当模拟量越限、断路器事故分闸、继电保护装置动作、设备运行异常等状况下应实现告警。c) 事故记录：事故状态下对继电保护装置、自动装置、断路器等的动作先后顺序作自动记录，提供事故分析依据。d) 事故追忆：记录某一事故前后相关运行设备所处的工作状态，记录数据范围以及时间间隔可由用户选择和修改。e) 画面显示和打印：各种图形和表格显示，并可采用召唤和定时打印。f) 统计功能：分类完成实时统计，编制相应表单，打印统计结果。g) 控制功能：按操作逻辑完成全所相应控制对象的远方控制。h) 五防闭锁：监控系统遥控时由内部闭锁逻辑完成防误闭锁。i) 顺序控制功能：顺序控制或称之为程序化操作，是指自动化系统按照监控人员下达的顺序控制操作命令(如将某线路由运行状态改变为停电检修状态)，通过预先设置好的控制序列组, 自动完成一系列控制输出功能，无需人工参与，实现“一键操作”。j) 同期功能；对断路器进行选择性各种同期/非同期操作；k) 时钟同步：能与站内设置的时钟同步系统对时。l) 远动功能：通过专用的远动通信装置向各级调度中心和监控中心传送远动信息，并接收监控中心下发的遥控命令，经五防闭锁逻辑校核后输出执行。m) 与其它应用系统接口通信：通过安全防护设备与其它系统接口通信，以实现信息共享。n) 诊断功能：在线诊断计算机监控系统的硬件、软件运行情况，能正确判断出模件级故障内容，当发生软件异常和硬件故障时，能够发出告警信号。o) 恢复功能：当计算机监控系统软件运行溢出时，能自动产生自恢复信号，使运行恢复正常，并保证重要数据不丢失，若由于硬件原因造成故障，在硬件故障排除后应能无扰动自动恢复正常运行。p) 互备功能：双套主机应互为备用，当一套主机故障时，所有工作自动切换到另一套主机，在切换过程中所有数据不能丢失。q) 智能告警：建立由专家的知识构成的知识库，并以此为依据对电网告警信息在线判别过滤，按照类型和轻重缓急分页面显示，并提供处理方案。r) 远程浏览：调控中心可以通过数据通信网关机，远方查看变电站一体化监控系统的运行数据，包括电网潮流、设备状态、历史记录、操作记录、故障综合分析结果等各种原始信息以及分析处理信息。s) 智能告警直传：建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，进行在线实时分析和推理，实现告警信息的分类和过滤，为调度（调控）中心提供分类的告警简报。3.1.1.2 站控层设备配置本工程站控层设备采用简化配置方式，主要由如下设备构成： 监控主机兼操作员工作站：2台，用于值班人员在站内的调试及控制操作等。操作员工作站采用单屏显示，UNIX或LINUX操作系统。 远动通信网关（通信单元）：一套，含用于I区、II区及III区、IV区的通信网关机，主要用于间隔层实时数据的汇集、处理和远动信息的传输, 并兼作监控系统与其它IED设备互连的通信网关。远动通信网关应采用专用的高可靠性的远动数据采集、通信处理装置，并采用双机冗余配置。 激光打印机：一台。 保护管理机：一台。 防火墙：一套。 正反向隔离设备：一套。 数据服务器：两台。 综合应用服务器：两台。 计划管理终端：一台。 图形网关：一套。3.1.1.3 间隔层测控设备间隔层测控设备用于数据采集和控制输出。220kV和66kV设备均按间隔配置单元测控装置，220kV每2个间隔组1面屏，66kV每4个间隔组1面屏。10kV部分采用控保一体化装置，68个间隔组1面屏。测控屏应配备就地显示和操作设备,作为后台计算机系统故障时的备用控制操作手段。就地显示和操作设备配置有LCD显示和操作面板,通过面板上的接线显示和控制方式选择按钮、就地操作按钮对断路器、刀闸等进行操作。单元测控装置供电采用两路直流电源、自动切换的供电方式，直流取自变电站控制直流电源。3.1.1.4 系统网络与通信协议本工程监控系统互连网络采用双以太网，配备10M/100M/1000M自适应以太网交换机。双网采用均衡负荷运行方式，一网故障后，另一网承担全部通信负荷。网络连线可根据现场抗干扰需要，选用5类屏蔽双绞线或光缆。以太网交换机的选型除了满足设备互联需要外，应能够满足网络安全防护的需要。间隔层测控装置与站控层设备通信采用标准的通信协议，网络层协议采用TCP/IP，应用层协议可选择DL/T 667-1999或DNP3.0规约。3.1.1.5 远动信息内容按照电力系统调度自动化设计技术规程有关规定，变电站的远动信息内容如下：a）模拟量 220kV线路有功功率、无功功率、电流 66kV线路有功功率、无功功率、电流 10kV线路有功功率、无功功率、电流 66kV母线电压、频率 10kV母线电压 主变、降压变高、低压侧有功功率、无功功率、电流 主变、降压变温度 接地变（所用变）有功功率、无功功率、电流 接地变（所用变）低压侧三相电压、三相电流 直流母线电压 保护定值b）开关量 变电站断路器事故跳闸总信号 断路器手动跳闸、合闸操作信号 断路器位置信号 隔离开关及接地刀闸位置信号 继电保护装置及自动装置动作信号 主变、降压变档位信号 保护软压板投入、退出位置信号 断路器预告、告警信号 主变、降压变本体设备异常信号 控制回路异常信号 测控装置异常信号 保护装置异常信号 自动装置异常信号 直流系统异常信号 UPS系统异常信号 消防设备告警信号 其它维护所需开关量信号c) 遥控量 断路器、电动隔离开关遥控 有载调压档位遥控 保护软压板投切遥控 保护信号远方复归遥控3.1.1.6 信息传输方式本期工程正阳变分别向省调、哈尔滨地调调控中心传输远动信息，传输方式采用数据网和专线两种互为备用的方式。a）数据网方式数据网方式通信协议采用DL/T 634.5104-2002协议。b）专线方式配置1路2M数字通道至哈尔滨地调调控中心，通信规约采用DL/T 634.5101-2002规约。3.1.2 保护改造方案正阳变的继电保护装置中，两组主变的保护均为静态电磁继电器型保护，投运年限接近15年，本次设计中考虑更换。两组降压变配置WBH-101型微机保护，投运年限超过10年，本次设计中考虑更换。220kV西正甲乙线均配置双套线路微机保护，分别为南瑞继保公司生产的RCS-931型光纤保护和北京四方公司的CSC-101型载波保护，保护投运2年，运行情况良好。但2回线路的断路器保护屏均为阿城继电器厂生产的电磁继电器型装置，不满足本期变电站需要，本次设计中考虑更换。正阳变66kV部分8回出线均配置有单套微机保护，分别为北京四方公司的CSL-103D型保护及南瑞继保公司生产的LFP-935型保护，保护投运年限均接近10年，本次设计中考虑更换。66kV两段母线分别配置1套南瑞继保公司生产的RCS-915型保护，保护投运年限均接近10年，本次设计中考虑更换。正阳变10kV部分16回出线、2组预留线（旁路）均配置深圳南瑞公司生产的ISA型微机保护，除卓展甲线和安隆线外，其余保护投运年限均超过10年，本次设计中考虑更换。10kV 部分2组接地变和1组所用变分别配置1套电磁型保护，保护投运年限均超过10年，本次设计中考虑更换。正阳变220kV部分配置1套武汉电力仪表厂生产的WGL-12型微机故障录波器屏，66kV部分配置1套南京银山电子公司生产的YS-8A型微机故障录波器屏，投运年限均超过10年，本次设计中考虑更换。正阳变配置有1面北京四方公司生产的GCSC-1326保护及录波信息管理子站屏，投运时间较短，运行情况良好。正阳变配置有1面66kV、10kV备自投保护装置屏，屏内装设2台深圳南瑞公司生产的ISA-358F 型备自投装置，投运年限接近8年，本次设计中考虑更换。正阳变配置有1面10kV低频低压减载装置屏，屏内装设2台山西亚光电力系统控制有限公司生产的UFV-2A型低频低压减载装置，投运年限均超过10年，本次设计中考虑更换。更换后的保护设备遵循DL/T 860，具备与监控系统的网络接口。3.1.3 电量计费设备正阳220kV变电站现配置的电度表均为电子式多功能表，无需更换，并且所有电度表均已组屏安装。本期设计考虑配置1套电能量采集装置，采用模块化结构，采用带光电隔离RS-485串行输入接口，支持不少于8个RS-485串行驱动接口，可同时支持多种不同表计规约。每个总线可接8个表计，并支持主备接口的监听和切换。记录电量的窗口值、瞬时量和系统的各种运行状态和事件记录，并可长期保存不丢失。停电或出现故障时，可以从存储器中读出数据。电能量采集实现与电量主站进行通信，可以通过拨号、专线、TCP/IP协议访问。当装置板件故障或电表有故障信息能主动上传。电能量采集实现与表计进行通信，通信规约满足部颁DL/T645、各种国产串行表计（如恒通、威胜、华隆等）、兰吉尔、ABB、EDMI、红相等。与表计采用轮询的方式，当在设定的时间内表记无应答时则询问下一表计。在向主站上传电量数据时对该数据加注无法采集标记。3.1.4 二次回路改造方案3.1.4.1遥测部分a）测控装置采用交流采样方式。b）设两块直流电压变送器用于220V直流母线电压测量，变送器安装在测控屏上；c）每组变压器配两块温度变送器用于变压器温度测量，温度变送器带数码显示，安装在测控屏上；d）有载调压变压器分接头位置采用带有数字显示的变送器进行测量并输入至计算机监控系统。e) 66kV部分增加1面电压并列屏，实现测量、保护用66kV母线PT的切换。10kV部分增加1面电压并列屏，实现测量、保护用10kV母线PT的并列。3.1.4.2 遥信部分变电所现有遥信信号仅为断路器位置信号，其余信号无法在调度端监视，本设计将增加下列信号采集，满足调度端及变电所主控值班人员对所内一次设备运行状况的监视。a）断路器位置信号采用双接点信号，分为常开和常闭接点。b）将所有隔离开关位置信号接入监控系统，其中电动隔离开关位置信号采用常开辅助接点由测控装置直接采集，手动隔离开关及接地刀闸位置信号取自站内五防工作站，通过与微机“五防”装置通信接口读取位置信息。c）将控制屏上所有光字牌信号（包括：断路器机构预告信号、保护装置动作信号、中央信号等）接入计算机监控系统。3.1.4.3 遥控部分控制操作主要包括对断路器、电动隔离刀闸的开合控制、调压变压器分接头位置的升/降/急停控制。网控室内取消常规控制开关，所有断路器和电动隔离刀闸均通过新的计算机监控系统进行控制，同期操作也由计算机监控系统测控装置自动实现，不再使用单独的同期装置。3.1.4.4 微机五防装置本工程改造后遥控回路防误操作由计算机监控系统实现，对于手动控制回路通过微机五防装置实现防误操作。3.1.4.5 电缆敷设a） CT、PT电缆220kV 测控装置与电度表各自使用独立CT二次线圈，本工程考虑更换户外至测控装置、电度表的CT电缆及户内屏间CT电缆。66kV 测控装置与电度表各自使用独立CT二次线圈，本工程考虑更换户外至测控装置、电度表的CT电缆及户内屏间CT电缆。 66kV、10kV的PT电缆自屋外端子箱引至新增电压并列屏，经电压并列屏分别引至电度表屏和测控屏。b） 信号电缆更换所有遥信电缆：断路器、电动隔离刀闸位置信号电缆由屋外端子箱引至新增测控屏；继电保护信号由继电保护屏引至新增测控屏。c） 控制电缆本工程断路器、电动隔离开关采用1根控制电缆由测控装置接至相应设备端子箱，然后分别引至隔离开关操作机构。d） 通道电缆 本工程考虑采用2M数字专线通道和数据网向调控中心传送远动信息。3.1.5 时钟同步系统本期工程为正阳变电站配置双套完全独立、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系统单向标准授时信号，同时具备接收调度对时信号接口。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。站控层设备采用SNTP网络对时方式。间隔层设备采用IRIG-B对时方式。每台主时钟内部应具备时间保持单元，当接收到外部时间基准信号时，主时钟被外部基准信号同步；当接收不到外部时间基准信号时，保持一定的走时准确度，使输出的时间同步信号仍能保证一定的准确度。当外部时间基准信号从消失到恢复时，时钟应自动切换到正常状态工作，切换时主时钟输出的时间同步信号不得出错：时间报文不得有错码，脉冲码不得多发或少发。同步时钟系统采用时间同步信号扩展装置来进行扩展对时信号方式和数量，以满足站内监控、保护、录波、计量等设备需要的各种时间同步信号，系统对时方式采用IRIGB协议。3.2 停电施工方案（或临时过渡方案）本工程具体停电施工方案应结合现场实际及计划安排确定，本次设计仅描述部分实施方案。3.2.1 组屏方案本工程测控单元设备采用集中组屏方式，测控设备、继电保护设备组屏方式如下：a)220kV部分线路测控单元装置按间隔配置，每2个间隔组1面屏，需要1面屏；b) 66kV部分线路测控单元装置按间隔配置，每4个间隔组1面屏，需要2面屏；c) 每台主变、降压变的高、低压侧测控装置和主变本体测控装置组成一面屏，需要3面屏；d) 10kV母线测控单独组1面屏，66kV母线测控与公用测控装组1面屏； e）10kV保护装置与测控装置一体化，10kV部分保护及测控装置组成4面屏放置在继电保护室，其中10kV接地变控保一体化装置组1面屏，其余元件控保一体化装置组3面屏；f）远动通信网关、网络设备组1面屏，时钟设备组1面屏；g）更换的备自投装置组1面屏，低周减载装置组1面屏，220kV及66kV故障录波器各组1面屏，更换2面线路断路器保护屏，保留原保护及录波信息子站屏、220kV线路保护屏及4面电度表屏。3.2.3 控制室装修正阳变改造中，需要对现有的控制、保护、测量等设备进行更换和改造，需要对变电站主控室屏位重新布置，应尽量采取“先上后拆”的方案，以减少停电过渡时间。本工程改造拆除变电站控制室现有控制屏后，需要对控制室地面进行修复，建议将主控室对面的远动室改建为直流电源室。本设计中考虑变电站装修费用按3万计列。图3.2.3-1 正阳变改造后主控室平面布置示意图本次设计为正阳变电站配置2套5KVA的电力专用UPS设备，并配置1面UPS配电屏。UPS不配专用蓄电池，而是利用变电站220V直流。正阳变改造后主控室平面布置示意图见图3.2.3-1。3.3 结论根据上述章节，正阳变应按要求实施改造。4 主要设备材料清表4.1 编制说明4.1.1 编制依据和原则a) 本工程建设目标是变电站满足“大运行”、“大检修”的需要；b) 新系统的建设应遵循国家、行业等有关标准,具有开放性、可扩性、实用性,保证数据的准确、安全与共享，保证数据的一致性； c) 系统的设计以易用性、先进性、兼容性、稳定性、安全性、可扩展性为主，实现多系统融合；d) 依据的主要技术规范、规定：l 国家电网公司 2011 年新建变电站设计补充规定 l 国家电网公司智能变电站优化集成设计建设指导意见l 国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）国家电网生技 2005 400号文l 无人值守变电站管理规范（试行）l 无人值守变电站及监控中心技术导则l 全国电力二次系统安全防护总体方案l 安全防范工程技术规范l 电网视频监控系统及接口第1部分技术要求l 110（66）500kV变电站通用设计方案l 国家及行业的相关设计规程、标准等。设计范围4.1.2 材料清册的组成、内容材料清册由序号、名称、单位、数量及备注栏组成，内容不包括下述内容：l 一次主设备在线监测系统；l 一次设备改造；l 变电站消防系统、安防系统、照明系统、视频系统改造；l 数据网设备。上述设备参见相关设计或资料。主要设备或材料的选用建议均采用国家电网公司物资标准目录。4.2 主要设备材料表正阳220kV变电站综合自动化工程主要设备清单见表4.2-1所示。220kV正阳变电站综合自动化工程主要设备清单表4.2-1序号设备(材料)名称单位数量备注1计算机监控系统间隔层设备1.1主变测控装置台61.2220kV测控装置台21.366kV测控装置（含66分段）台91.466kV母线，10kV母线测控装置台21.5降压变测控装置台61.610kV控保一体化装置台201.7公用测控装置台11.8标准屏面132计算机监控系统站控层设备2.1监控主机/操作员工作站（含软件）套22.2以太网交换机及网线套22.3网络激光打印机台12.4数据服务器台22.5综合应用服务器台22.6防火墙套12.7正反向隔离设备套12.8数据通信网关机台42.9图形网关套12.10计划管理终端台132M协议转换器个44防雷器对45天文时钟屏屏1666kV电压并列屏面1710kV电压并列屏面18屏拆除面509主控室地面修整费项110保护及自动装置10.1220kV故障录波器屏面110.2220kV线路断路器保护屏面210.366kV线路保护屏面410.466kV母线保护屏（含分段）面110.5220kV主变保护套210.666kV降压变保护套210.766kV故障录波器屏面110.8交换机台410.9备自投装置面110.10低周低压减载装置面111控制电缆千米35122M同轴电缆米30013电能量采集装置套114动力电缆米30015省调接口费列5万16地调接口费列5万175KVA电力专用逆变电源台2上述设备中均包括运行维护工器具和备品备件。5 估算书5.1 概述本概算为正阳220KV变综合自动化工程概算。5.2 编制原则和依据l 项目划分及费用构成依据电网技术改造工程预算编制与计算标准（试行）。l 人工、材料以及机械消耗量参照国家能源局于2010年颁发的电网技术改造工程预算定额第一册电气工程和第四册通信工程。l 社会保险费、住房公积金依据辽宁省建设厅及财政厅关于印发辽宁省施工企业规费计取管理办法的通知计取。社会保险费按工资总额的30%计取。住房公积金按工资总额的10%计取。l 地区工资性津补贴依据电力工程造价与定额管理总站电定总造200712号文关于公布各地区工资性补贴的通知。辽宁省为每个工日3.71元。l 调试费按照参照国家能源局于2010年颁发的电网技术改造工程预算定额第三册调试工程相关标准进行计取。l 设备价格按现行市场及招投标价格计列。l 安装材料价格参照东北地区电力建设工程装置性材料价格2008进行计列。l 材机调整依据电定总造2012 1号“关于发布电网建设工程概预算定额价格水平调整系数的通知”。l 人工费调整依据电力工程造价与定额管理总站201139号文“关于调整电力建设工程人工工日单价标准的通知”。l 工程量依据初步设计阶段设计相关文件及图纸进行计算。5.3投资分析经过技术经济分析，本工程投资适中，能够合理地满足工程技术需要。5.4 概算表及附件本工程静态投资：780万元。正阳变电站改造总估算表表一甲建设规模：金额单位：万元序号工程或费用名称拆除工程费建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计各项占静态投资单位投资 元/kVA或元/kw一主辅生产工程247018265483.85%3（一）主要生产工程247018265483.85%3（二）辅助生产工程二与站址有关的单项工程小计247018265483.85%3三编制年价差17172.18%四其他费用10910913.97%1 基本预备费15151.92%五特殊项目静态投资2470199109780100.00%4各类费用占静态投资的比例0.26%60.26%25.51%13.97%100.00%正阳变电站改造总估算表表一甲建设规模：金额单位：万元序号工程或费用名称拆除工程费建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计各项占静态投资单位投资 元/kVA或元/kw一主辅生产工程247217364782.95%3（一）主要生产工程247217364782.95%3（二）辅助生产工程二与站址有关的单项工程小计247217364782.95%3三编制年价差17172.18%四其他费用11611614.87%1 基本预备费15151.92%五特殊项目静态投资2472190116780100.00%4各类费用占静态投资的比例0.26%60.51%24.36%14.87%100.00%正阳变电站改造安装工程汇总估算表金额单位：元编号工程或费用名称拆除工程费建筑工程费设备购置费安装工程费合 计装置性 材料费安装 工程费小计一主辅生产工程5659471779574020098508017252806448734（一）主要生产工程5659471779574020098508017252806448734设备部分5659471779574020098508017252806448734合计5659471779574020098508017252806448734安装部分单位工程估算表表三甲金额单位:元序单数单 价合 价编制依据项目名称及规范设备装置性安装其中工资设备装置性安装其中工资号位量材料材料设备部分计算机监控系统间隔层设备JD4-26主变测控装置台620000370.32 191.24 1200002222 1147JD4-26220kV测控装置台220000370.32 191.24 40000741 382JD4-2666kV测控装置（含66分段）台920000370.32 191.24 1800003333 1721JD4-2666kV母线，10kV母线测控装置台220000370.32 191.24 40000741 382JD4-26降压变测控装置台620000370.32 191.24 1200002222 1147JD4-2610kV控保一体化装置台2020000370.32 191.24 4000007406 3825JD4-26公用测控装置台120000370.32 191.24 20000370 191JD4-26标准屏面139000370.32 191.24 1170004814 2486JD4-56端子接线10个88522.65 10.60 20045 9381计算机监控系统站控层设备套115000001500000JD4-34监控主机/操作员工作站（含软件）套2256.33 136.05 513 272JD10-9以太网交换机及网线套21449.22 689.00 2898 1378网络激光打印机台1JD4-33数据服务器台2263.74 141.09 527 282JD4-33综合应用服务器台2263.74 141.09 527 282JD10-20防火墙套1715.78 265.00 716 265正反向隔离设备套1JD10-9数据通信网关机台41449.22 689.00 5797 2756JD10-9图形网关套11449.22 689.00 1449 689JD10-9计划管理终端台1825.99 553.35 826 553JD10-9远动通信单元套11449.22 689.00 1449 6892M协议转换器个4300012000JD4-58防雷器对4400053.12 35.51 16000212 142