0001绿色施工方案

220kV知识城输变电工程 绿色施工方案220kV知识城变电站工程绿色施工方案批 准：_ _年_月_日审 核：_ _年_月_日编 写：_ _年_月_日中国能源建设集团安徽电力建设第二工程公司220kV知识城输变电工程施工项目部（章）年 月 日南方电网3C绿色电网输变电示范工程建设指导意见（输变电工程试行版绿色部分）中国南方电网有限责任公司基建部20112013年634月目 次1 范围- 1 -2 规范性依据文件- 1 -3 总则- 1 -4 施工要求- 2 -4.1 一般要求- 2 -4.2 场地环境保护- 2 -4.3 大气环境保护- 3 -4.4 噪声影响控制- 3 -4.5 水污染控制- 4 -4.6 节地、节能、节水、节材措施- 4 -前 言II1 范围12 规范性引用文件13 总则24 变电站设计34.1 站址选择34.2 电气一次部分44.3 电气二次部分94.4 土建部分145 输电线路设计185.1 电气部分185.2 结构部分266 施工要求286.1 一般要求286.2 场地环境保护286.3 大气环境保护296.4 噪声影响控制296.5 水污染控制306.6 节地、节能、节水、节材措施30附录 本指导意见用词说明31- 1 -前 言南方电网公司建设智能、绿色电网的任务是：运用先进的计算机技术、通信技术、控制技术，建设一个覆盖城乡的智能、高效、可靠、绿色的电网（简称cccgp，即3C绿色电网，下同）。根据南方电网公司2013年基建工作会议精神，南方电网公司基建部制定了南方电网公司2013年基建技术重点工作实施计划，要求通过构建“3C绿色电网”技术标准体系，推动电网向更加“智能、高效、可靠、绿色”转变。南方电网公司建设智能、绿色电网的任务是：运用先进的计算机技术、通信技术、控制技术，建设一个覆盖城乡的智能、高效、可靠的绿色电网（简称cccgp，即3C绿色电网，下同）。根据南方电网公司基建一体化管理推进工作方案的相关要求，南方电网公司基建部制定了南方电网公司“3C绿色电网”示范工程建设工作方案，要求通过技术标准的建立和示范工程的建设，将智能、绿色、节能等理念逐步融入到电网工程建设中，不断提高公司基建工程的建设管理水平，实现电网建设向“3C绿色电网”建设的逐步转变。为规范开展绿色输变电工程的建设，为全面推广绿色变电站工程的建设，为规范开展3C绿色电网输变电示范工程的建设，统一建设原则，特制定本指导意见。本指导意见由中国南方电网有限责任公司基建部提出、归口、组织编写并解释。本指导意见起草单位：中国南方电网有限责任公司基建部、中国能源建设集团广东省电力设计研究院广西绿能电力勘察设计有限公司广东省电力设计研究院。本指导意见主要起草人：徐达明、邓恩宏、陈兵、王俊刚、蔡上、吴晖、黄志秋、廖毅、谭可立、吴琛、徐中亚、池代波、贺艳芝、刘宝英、简翔浩、蔡田田、施世鸿、龚有军、邱昊、汪晶毅、梁德飞、刘万群、张坤、陈文广、许晋、黄显波、郭钰、郑海麟徐达明、李品清、邓恩宏、陈兵、周健、黄志秋、廖毅、游复生、简翔浩、侯婷、刘宝英、蔡田田、施世鸿、李涛、谭可立、吴琛、徐中亚、王咏莉、池代波、汪晶毅、龚有军、林方新、刘万群、张帆、赵雪竹。1 范围本作业指导书用于指导220kV知识城输变电工程的意见作为3C绿色施工电网输变电示范工程建设的技术指导性文件，明确了示范绿色输变电站工程建设的技术原则。本指导意见适用于交流110kV11035kV500kV电压等级的变电站及输电线路示范工程，其它类型的输变电工程可参照执行以及35kV电压等级的配网工程，其它类型的输变电工程可参照执行。2 规范性依据引用文件下列文件中的条款通过本指导意见的引用而成为本指导意见的条款。凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修订单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本指导意见，然而，鼓励根据本指导意见达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本指导意见。下列文件中的条款通过本指导意见的引用而成为本指导意见的条款。凡是注明日期的依据文件，其随后所有的修订单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本指导意见，然而，鼓励根据本指导意见达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的依据文件，其最新版本适用于本指导意见。GB 3096 -2008 声环境质量标准GB 8702 -88 电磁辐射防护规定GB8978 -2002 污水综合排放标准GB 12348 -2008 工业企业厂界环境噪声排放标准GB12523 -90 建筑施工场界噪声限值GB 16203 -1996 作业场所工频电场卫生标准GB24790 -2009 电力变压器能效限定值及能效等级GB 50189 -2005 公共建筑节能设计标准GB 50217 -2007 电力工程电缆设计规范GB 50227 -2008 并联电容器装置设计规范GB 50545 -2010 110kV750kV架空输电线路设计规范GB 50061 -2010 66kV及以下架空电力线路设计规范GB/T 50378 -2006 绿色建筑评价标准GB/T 18870 -2002 节水型产品技术条件与管理通则GB/T 20840.7-2007 电子式电流互感器GB/T 20840.8-2007 电子式电压互感器GB/T 13730-2002 地区电网调度自动化DL/T 5056 -2007 变电站总布置设计技术规程DL/T 5155 -2002 220kV500kV变电所所用电设计技术规程DL/T 5218 -2012 220kV750kV变电站设计技术规程DL/T 50059 -2011 35kV110kV变电站设计规范DL/T 5440 -2009 重覆冰架空输电线路设计技术规程DL/T 5221 -2005 城市电力电缆线路设计技术规定DL/T 5218-2005 220kV500kV变电所设计技术规程DL/T 5222 -2005 导体和电器选择设计技术规定DL/T 5344 -2006 电力光纤通信工程验收规范DL/T 5352 -2006 高压配电装置设计技术规程DL/T 5390 -2007 火力发电厂和变电站照明设计技术规定DL/T 547-2005 电力系统光纤通信运行管理规程DL/T 860 变电站内通信网络和系统DL/T 1080 电力企业应用集成HJ/T24 -1998 500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范JGJ 75-2003 夏热冬暖地区居住建筑节能设计标准CJ 164 节水型生活用水器具Q/CSG 10011 -2005 220kV500kV变电站电气技术导则Q/CSG 11006-2009 数字化变电站技术规范中华人民共和国建设部 绿色建筑技术导则国家环保总局令第十八号 电磁辐射环境保护管理办法南方电网基建部 南方电网公司110kV500kV变电站标准设计（V1.0）版南方电网110kV500kV变电站标准设计（2011版）南方电网基建部 南方电网公司110kV500kV输电线路杆塔标准设计(V1.0)南方电网基建部 南方电网公司10kV和35kV标准设计（V1.0）请补充相关规范南方电网电力调度通信中心 南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范南方电网电力调度通信中心 南方电网220kV500kV变电站计算机监控系统技术规范（2010年版）南方电网电力调度通信中心 南方电网110kV及以下变电站计算机监控系统技术规范（2010年版）南方电网电力调度通信中心 中国南方电网500kV线路保护及辅助保护技术规范（试行）3 总则3.1 紧密结合南方电网公司实际情况和技术发展现状，结合建设和运行需求，积极应用新技术、新设备、新材料和新工艺，将节地、节能、节水、节材和环境保护智能、高效、可靠、绿色等绿色理念融入到电网工程建设中，促进3C绿色电网的建设和发展。3.2 在智能化技术应用方面，遵循智能、高效、可靠的原则，根据输变电技术领域的新技术、新设备发展情况，采用成熟先进的计算机技术、通信技术、控制技术和智能化的一、二次设备，实现南方电网一体化电网运行智能系统对功能整合、资源和信息共享的要求，支持电网完成实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能。3.3 2 在绿色环保技术应用方面，统筹考虑节地、节能、节水、节材和环境保护节地、节能、节水、节材及保护环境、减少污染等方面的因素，通过优化设计方案及设备材料选型、积极应用节能降耗新技术等措施，实现资源节约和环境友好。3.4 3 坚持经济适用原则和全生命周期效益最优原则，合理控制费用，力求资源利用的最大化。3.4 所选用的设备、材料等均应满足南方电网物资品类优化方案的成果。3.5 选择“3C绿色电网”输变电示范工程具体项目时，应明确示范工程在新技术、新设备、新材料、新工艺等方面的应用需求，可根据所在地区的实际情况，选取本指导意见的全部或部分内容有针对性地开展示范工程建设。4 变电站设计4.1 站址选择4.1.1 变电站站址选择应符合变电站总布置设计技术规程，并应避让以下区域：1）国家及地区的重要历史文物古迹保护区；2）国家和地区规定的风景区和重要的供水水源卫生保护区；3）具有开采价值的矿产资源地、湿地、森林、自然生态保护区。4.1.2 站址选择时，应充分考虑合理使用土地，可合理选用废弃场地作为变电站站址，并对已被污染的废弃地进行处理并达到国家标准。4.1.3 站址及进站道路新建段不应占用基本农田，宜少占用或不占用耕地和经济效益高的土地。4.1.4 变电站总体规划应结合工程条件按最终规模统筹规划，分期建设。4.1.5 变电站的总体规划应满足当地城镇规划、工业区规划、自然保护区规划或旅游规划区规划等，避免与相邻民居、企业及设施的相互干扰。4.1.6 进站道路路径设计须结合地形综合考虑， 宜利用已有的道路或路基，尽量减少桥、涵及人工构筑物工程量；宜利用当地的社会交通运输资源，做到沿线厂矿企业共同应用，并兼顾地方交通运输的要求。请补充相关要求4.2 电气一次部分4.2.1 电气主接线变电站电气主接线应根据电力系统发展规划进行设计，在具备可靠性、灵活性、前瞻性的前提下，适当简化，以减少元件数量，力求做到经济合理，简单可靠。4.2.2 电气设备和导体选择4.2.2.1 变电站应选用全生命周期内性价比高、维护量小、占地少、环境友好的电气设备。4.2.2.2 主变压器应选用低损耗节能型产品，应根据现有规程规范确定所应满足的最低损耗限值，并结合目前国内外制造商的制造水平合理制定不同水平的损耗目标值。220kV及以下变压器若不受运输条件的限制，应选用三相变压器。在制造、运输等条件受到限制时，可选用单相变压器、现场组装三相变压器或三相组合电力变压器。冷却方式宜采用自然油循环风冷或自冷。4.2.2.3 站用变压器应选用11型及以上低损耗、节能型产品；经过经济技术比较，可采用非晶合金型变压器。户内布置的站用变压器应采用带金属箱体的干式变压器，以节省占地面积。4.2.2.4 并联电抗器应选用低损耗节能型产品，应根据现有规程规范确定所应满足的最低损耗限值，并结合目前国内外制造商的制造水平合理制定不同水平的损耗目标值。4.2.2.5 端子箱、控制箱等采用驱潮自动控制装置，设定自动启停湿度，以利于节能。4.2.2.6 5 主变压器应选用低噪声环保型产品，结合目前国内外制造商的制造水平合理制定不同水平的噪声目标值。宜在变压器安装地点采取有效的减振、隔声、吸声措施。4.2.2.7 6 并联电抗器应选用低噪声环保型产品，结合目前国内外制造商的制造水平合理制定不同水平的噪声目标值。4.2.2.8 7 110kV及以上变压器户内布置时，宜采用散热器和本体分离布置，将变压器本体布置在屋内，墙壁用吸音材质，将散热器布置在屋外。4.2.2.9 8 10kV并联电抗器户内布置时，应采取有效的减震和隔震措施。4.2.2.10 9 500kV开关站宜选用带抽能线圈的并联铁芯电抗器，除补偿线路的容性无功外，还可作为开关站的站用电源。4.2.2.11 10 并联电容器装置的串联电抗器电抗率选择宜根据电网条件与电容器参数经相关计算分析确定。仅用于限制涌流时，电抗率取0.1%1%；用于抑制谐波，当并联电容器装置接入电网处的背景谐波为5次及以上时，宜取4.5%5%，当背景谐波为3次及以上时，宜采用4.5%5%与12%两种电抗率混装。4.2.2. 12 一次设备选型应综合考虑测量数字化、状态可视化、功能一体化和信息互动化，智能一次设备宜采用“一次设备本体+传感器+智能组件”形式。一次设备智能组件一般包括：智能终端、合并单元、状态监测IED等。条件具备时，智能终端、合并单元宜与一次设备的机构箱/控制柜一体化设计、生产。4.2.2.13 110kV及以上电压等级可采用电子式互感器，也可采用常规互感器。选用电子式互感器，需进行充分技术经济论证；选用常规互感器时，宜配置合并单元，合并单元宜下放布置在就地控制柜内。66kV及以下电压等级若采用户内开关柜保护测控下放布置时，宜采用常规互感器，若采用户外敞开式配电装置保护测控集中布置时，可采用常规互感器，也可采用电子式互感器。主变中性点或公共绕组可采用常规电流互感器，双重化配置，其余套管电流互感器可根据实际需求取消。4.2.2.1421 电力变压器、500kV并联电抗器的冷却器宜采用“可编程控制器”智能控制方式，根据负荷大小、油温高低进行最优化判断，自动投入或退出冷却器运行，节能降耗，提高寿命。4.2.2.1532 除配电装置的汇流母线外，较长导体的截面宜按经济电流密度选择。4.2.2.1643 对SF6的采购、使用、回收宜全过程监控，提高SF6的回收处理和再利用水平。4.2.2.17 站用变压器可采用非晶合金型变压器。4.2.2.1854 经过经济技术比较后，10kV及20kV大电流回路可选用具绝缘铜管母线，以降低能耗。9654.2.3 电气设备状态监测配置原则4.2.3.1 一次设备的状态监测按实时性和连续性可分为在线监测和离线监测，在线监测方式和离线监测方式的选择应满足必要性、合理性和经济性。状态监测装置的配置应满足安全性、有效性、可靠性、必要性、经济性的原则。4.2.3.2 一次设备的状态监测范围及参量的选择应按运行需求和应用功能，考虑设备重要性及性价比等因素，按照不同电压等级，通过技术经济论证，选用成熟可靠、具有良好运行业绩的产品。4.2.3.3 状态监测设备的使用应不影响一次设备的安全性与可靠性，整套装置的使用寿命应不小于8年，安装在设备内部的传感器使用寿命应与安装设备的寿命一致。4.2.3.4 全站应建立统一的状态监测后台系统，实现各类设备状态监测数据汇总与分析。4.2.3.5 220kV及以上主变压器、高压组合电器（GIS/HGIS）应预置传感器及测试装置接口。设备状态检测IED在装置硬件处理能力允许情况下，同一电压等级和同一种类设备宜多间隔、多参量共用状态检测IED。4.2.3.6 主变压器、高压并联电抗器、高压组合电器（GIS/HGIS）、高压断路器、氧化锌避雷器的状态监测配置原则如表4.2.3-14所示。4.2.3-1 主变压器在线监测项目配置表监测项目电压等级应用建议油中溶解气体500kV应采用220kV宜采用110kV预留接口铁芯接地状态500kV应采用220kV宜采用110kV一般不采用油中含水量检测500kV应采用220kV一般不采用110kV不采用局部放电500kV可采用220kV预留接口110kV一般不采用套管绝缘监测500kV预留接口220kV预留接口110kV不采用绝缘油温度500kV可采用220kV可采用110kV一般不采用绝缘油高度500kV可采用220kV可采用110kV一般不采用绕组温度500kV一般不采用220kV一般不采用110kV一般不采用4.2.3-2 高压并联电抗器在线监测项目配置表监测项目电压等级应用建议油中溶解气体500kV应采用油中含水量检测500kV应采用绝缘油温度500kV可采用绝缘油高度500kV可采用绕组温度500kV可采用表4.2.3-3 高压组合电器（GIS/HGIS）、高压断路器在线监测项目配置表监测项目电压等级应用建议SF6气体密度500kV应采用220kV应采用110kV可采用局部放电500kV宜采用220kV可采用110kV预留接口断路器机构特性500kV预留接口220kV不采用110kV不采用4.2.3-4 避雷器在线监测项目配置表监测项目电压等级应用建议泄漏电流500kV应采用220kV应采用110kV一般不采用动作次数500kV应采用220kV应采用110kV一般不采用阻性电流 500kV宜采用220kV宜采用110kV一般不采用4.2.43 配电装置布置型式4.2.43.1 在满足安全可靠、技术先进、经济合理、运行维护方便的前提下，配电装置的设计应坚持节约用地的原则，布置应紧凑、合理。同等规模下各电压等级区域的占地面积不应超过南方电网公司110kV500kV变电站标准设计（V1.0）版南方电网110kV500kV变电站标准设计（2011版）、南方电网公司10kV和35kV标准设计（V1.0）的占地面积。4.2.43.2 配电装置的布置宜控制静电感应对人体的影响，避免或减少同相布置，尽量减少同相母线交叉与同相转角布置，控制箱等操作设备应尽量布置在较低场强区，必要时宜适当增加屏蔽线或设备屏蔽环。4.2.43.3 配电装置的布置方位应根据出线走廊规划的要求，综合考虑进出线间隔的排列、进出线方向和主变压器各侧的引线，应避免或减少各级电压架空出线和引线的交叉，并应便于扩建。4.2.43.4 110kV500kV配电装置采用户外常规设备敞开式布置时，优先选用母线隔离开关布置在母线下方的分相中型布置，其母线型式应选用支持（或悬吊）式管形母线，以减小变电站的占地面积。4.2.43.5 用地受限制地区，110kV500kV配电装置应采用GIS或HGIS，以减小占地面积。深入城市中心的110kV、220kV变电站应采用小型化全户内或半户内变电站布置型式。4.2.43.6 变电站站界（非架空出线侧）的工频电场强度和工频磁感应强度应符合一定的限值要求，应根据现有规程规范确定所应满足的最低限值，并结合目前现有变电站电磁环境监测现状合理制定不同水平的目标值。4.2.4.7110kV500kV配电装置采用户外常规设备敞开式布置，当采用电子式互感器时，采用电流电压式组合型设备并与隔离开关组合安装。4.2.4.8110kV500kV配电装置采用户外组合电器，当采用电子式电压互感器时，将其布置在组合电器内部。4.2.4.935kV配电装置采用紧凑型布置，保护测控装置采用就地安装。4.2.54 电缆敷设与防火封堵4.2.54.1 电缆敷设的路径应合理安排，在满足安全及使用要求的前提下，力求路径短、转弯少、交叉少、便于扩建。4.2.54.2 地下变电站的电力电缆应采用无卤低烟阻燃型。4.2.54.3 变电站应采用无毒、且不对电缆产生腐蚀和损害的防火封堵材料。4.2.65 防雷接地4.2.65.1 为防止环境污染，变电站接地网中应少用或不用降阻剂，不应使用含有重金属或其他有毒成分的化学降阻剂。4.2.65.2 根据站址土壤腐蚀情况，对于规模较小的敞开式变电站接地材料可选用铜镀钢或铜材料。4.2.65.3 在土壤电阻率不大于1000m的地区，110kV及以上配电装置的避雷针应装设于配电装置构架上。4.2.76 照明4.2.76.1 变电站内照明功率密度值应不高于规范DL/T 5390火力发电厂和变电站照明设计技术规定中的现行值。宜选用高效节能灯具，以达到节能降耗的目的，如T5型荧光灯、太阳能灯、LED灯等光效比高的灯具，照明功率密度值不宜高于规范DL/T 5390火力发电厂和变电站照明设计技术规定中的目标值。4.2.76.2 户外照明宜采用自动节能控制，道路照明、场地照明及围墙照明采用分开关控制。道路照明宜分组布置。对经常无人使用的场所、通道、出入口处的照明，宜设单独开关分散控制。户内建筑的通道照明宜设感应控制。4.2.76.3 照明方式宜采用直接照明方式，不宜采用间接照明方式。在满足灯具最低允许安装高度及美观要求的前提下，宜尽可能降低安装高度，以节约电能。4.2.76.4 气体放电灯宜附加与光源相匹配的高效节能电器附件，包括无功补偿器、镇流器等。4.2.76.5 自然条件允许时，宜局部采用太阳能灯；经技术经济比较，可开展光伏发电、风能接入站用电系统的试点应用，为照明等生产辅助性负荷提供电能。4.2.76.6 在有人值守变电站，站前区的照明可采用风光储一体的照明灯具。4.2.76.7 有人值班变电站的长期使用场所及频繁启动场所的正常照明可采用LED灯，如主控室、高压设备室、走廊、楼梯间、卫生间等。LED灯可用于应急照明及长期使用场所及频繁启动场所的正常照明，如有人值守的主控室、户外道路和围墙、走廊、楼梯间、卫生间等。请补充相关要求4.3 电气二次部分4.3.1 保护装置整合过电压及远方跳闸就地判别装置应集成在线路保护中，线路保护采用内置光纤接口，减少保护通道的中间环节。 66kV及以下电压等级宜采用保护测控一体化装置。4.3.2 一体化电源系统1）变电站站用交流、站用直流和UPS等电源宜整合成一体化电源系统，进行统一监测和控制。2）110kV及以下电压等级变电站，通信直流电源宜与站用交流、站用直流和UPS等电源整合成一体化电源系统，进行统一监测和控制。3）220kV及以上电压等级变电站，通信直流电源可与站用交流、站用直流和UPS等电源整合成一体化电源系统，进行统一监测和控制。4.3.3 电能质量监测与换流站、可再生能源、非线性负荷连接的变电站，宜设置电能质量监测装置。4.3.4 二次设备组屏和布置4.3.4.1 整体布置原则变电站宜整体考虑控制、保护、远动和通信等二次设备的布置，减少二次设备间面积。二次屏柜的布置宜与配电装置相对应，尽量避免电缆交叉，减少二次电缆用量。4.3.4.2 站控层设备1）站控层设备应在不降低二次系统功能和性能、不影响监控和运维的前提下进行优化配置，适当整合。2）站控层设备宜组屏安装，集中布置在主控制室或计算机室。4.3.4.3 间隔层设备间隔层设备可按设备类型组屏，也可按串或间隔组屏，布置在就地继电器小室或者集中布置在继电器室。4.3.1 系统构成4.3.1.1 变电站自动化系统按逻辑功能分为站控层、间隔层和过程层。4.3.1.2 站控层主要包括主机、操作员站、五防主机、远动装置、保信子站以及其它智能接口设备等。站控层主要汇集、记录和分析全站实时信息，提供全站运行的人机界面，管理和控制间隔层设备，与远方监控/调度中心通信等。4.3.1.3 间隔层主要包括各种保护装置、测控装置、故障录波装置、安全自动装置、电能计量装置等设备。间隔层主要汇总各间隔过程层实时数据信息；完成各间隔的保护和监控功能；执行信息的承上启下通信传输功能；在站控层及站控层网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。4.3.1.4 过程层主要包括互感器、合并单元、智能终端、一次设备状态监测模块等设备。过程层主要采集实时运行电气量、监测设备运行状态、执行控制命令等。4.3.2 网络结构4.3.2.1 网络配置变电站自动化系统的网络结构应符合DL/T 860标准，网络分为站控层网络和过程层网络，两层网络物理上相互独立。4.3.2.2 组网原则站控层网络采用双星形网络结构，双网双工方式运行。过程层网络可传输SV（采样数据值）报文和GOOSE（面向通用对象的变电站事件）报文。SV可采用点对点、独立组网或与GOOSE共同组网的方式实现报文传输；GOOSE可采用点对点、独立组网或与SV共同组网的方式实现报文传输。过程层网络组网形式可以采用共享双网（如图4.3.2-1所示）、双套独立双网（如图4.3.2-2所示）或双单网（如图4.3.2-3所示）。 图4.3.2-1 共享双网示意图 图4.3.2-2 双套独立双网示意图图4.3.2-3 双单网示意图4.3.3 站控层4.3.3.1 主机/操作员站110kV220kV变电站应采用主机兼操作员站方式，双机冗余配置；500kV变电站主机和操作员站应分别采用双机冗余配置。4.3.3.2 五防主机110kV220kV变电站五防主机应双机冗余配置，其中一台独立配置，另一台与操作员站共用；500kV变电站五防主机应双机冗余配置，其中一台独立配置，另一台可与操作员站共用。可采用在线式五防，实现全站全程实时在线操作闭锁。4.3.3.3 保信子站110kV500kV变电站保信子站应双机冗余配置，互为热备用，能实现双机无缝自动切换。4.3.3.4 远动装置110kV500kV变电站远动装置应双机冗余配置，并能根据运行要求设置为双主机或热备用工作方式。4.3.4 间隔层4.3.4.1 保护测控一体化装置110kV及以下电压等级应选用保护测控一体化装置；220kV及以上电压等级可选用保护测控一体化装置。4.3.4.2 一体化运行记录分析装置110kV及以下电压等级变电站的故障录波装置和网络记录分析仪可整合为一体化运行记录分析装置；220kV及以上电压等级变电站宜独立配置故障录波装置和网络记录分析仪。4.3.4.3 保护装置整合过电压及远方跳闸就地判别装置宜集成在一套装置中，也可集成在线路保护中。使用光纤通道的线路保护和过电压及远跳保护宜采用内置光纤接口，尽量减少保护通道的中间环节。4.3.5 过程层4.3.5.1 合并单元合并单元与继电保护的冗余配置原则一致。继电保护双重化配置的间隔，合并单元应双重化配置，且对应互感器冗余的独立输出回路。4.3.5.2 智能终端智能终端与继电保护的冗余配置原则一致。继电保护双重化配置，则智能终端应双重化配置。母线间隔的智能终端负责该段母线PT与接地刀闸的信息采集和智能控制，宜单套配置。4.3.5.3 过程层交换机宜按间隔对象配置过程层交换机；500kV电压等级3/2接线，过程层交换机应按串配置。每台交换机的光纤接入数量不宜超过16对，并配备适量的备用端口。4.3.6 其他二次系统4.3.6.1 时间同步系统1）变电站应配置一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系统标准授时信号。2）站控层设备宜采用SNTP（简单网络时钟同步协议）对时方式，间隔层和过程层设备宜采用IRIG-B对时方式，也可采用IEC 61588网络对时。4.3.6.2 视频及环境监测系统变电站内的视频、环境监测、安全保卫等辅助系统宜统一后台主机、接口类型和传输规约，并实现与站内照明、消防及火灾自动报警系统、采暖通风与空气调节系统、变电站自动化系统、地区调度自动化系统的联动，实现可视化操作。4.3.6.3 一体化电源系统1）变电站站用交流、站用直流和UPS等电源宜整合成一体化电源系统，进行统一监测和控制，并能将其信息远传至相应主站系统。2）110kV及以下电压等级变电站，通信直流电源宜与站用交流、站用直流和UPS等电源整合成一体化电源系统，进行统一监测和控制，并能将其信息远传至相应主站系统。3）220kV及以上电压等级变电站，通信直流电源可与站用交流、站用直流和UPS等电源整合成一体化电源系统，进行统一监测和控制，并能将其信息远传至相应主站系统。4）条件具备时，可配置蓄电池内阻在线监测设备，并纳入一体化电源系统进行统一管理。4.3.6.4 电能质量监测与换流站、可再生能源、非线性负荷连接的变电站，宜设置电能质量监测装置。4.3.6.5 辅助系统统一后台变电站宜配置辅助系统统一后台，对站内视频及环境监测、火灾报警、照明动力等进行统一管理。统一后台可采用标准的信息模型、通信规约、接口规范，具备接入远方主站的功能。4.3.7 高级应用功能4.3.7.1 一体化电网运行智能系统根据南方电网二次一体化工作的推进及试点建设情况，变电站可建立一套站内的一体化电网运行智能系统，集成监控系统和其他二次系统的全部信息，建立站内统一的“数据中心、监视中心、控制中心以及管理中心”，实现全站信息的集中分析和处理，实现实时监测、故障报警、远程控制、任务管理、辅助决策等功能，并通过智能远动机实现站内所有运行信息与相关业务主站之间的统一传输。4.3.7.2 一次设备状态监测及评估系统对重要的电气一次设备例如变压器、高压断路器等实施了状态监测的变电站，应配置一套设备状态监测及评估系统，实现设备多状态量的综合在线监测、诊断、分析和评估，并可将信息上送当地主站。条件具备时，设备状态监测及评估系统后台可与变电站监控系统融合。4.3.7.3 程序化操作变电站自动化系统宜具备程序化操作功能，并能支持站控层和远方调度端进行程序化操作的方式。程序化操作的断路器与刀闸操作结果校核，可依靠断路器与刀闸双位置接点进行远方判别。4.3.7.4 智能告警与故障分析决策变电站可配置智能告警与故障信息综合分析决策专家子系统，实现全站运行的告警信息分级，自动报告变电站异常信息并提出故障处理指导意见；应用故障分析和推理功能，自动生成变电站故障分析简报。4.3.7.5 站域控制站域控制功能实现对站内信息的集中处理、判断，根据系统运行方式要求实现站内自动控制，包括备自投、低频低压减负荷等功能。4.3.7.6 广域保护变电站可通过与相连站点的通信获取厂站间继电保护信息及运行状态，对其进行综合比较和分析，实现广域保护的功能。4.3.7.7 低电压等级的广域备自投变电站可通过与相连站点的通信获取继电保护动作信息，并利用调度自动化系统采集的广域负荷信息，进行综合分析和决策，实现一定区域电网内具有备自投条件的母线负荷的备自投功能。4.3.7.8 源端维护在保证安全前提下，能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。变电站主接线和分画面图形能以标准图形格式提供给调度/集控系统。具备基于IEC 61850标准的配置文件自动生成图模库的功能，可自动导出符合IEC 61970标准的CIM模型文件功能，实现与远端主站的无缝通信，实现主站端本站配置文件的自动更新。4.3.7.9 智能巡检条件允许时，变电站可配置智能巡检系统。智能巡检机器装配高清摄像头及红外测温摄像头，利用先进的图像处理和模式识别技术，识别站内所有隔离刀闸、接地刀闸的分合位置和主变油位等，实现变电站内的智能巡检。4.3.8 二次设备组屏和布置4.3.8.1 整体布置原则变电站宜整体考虑控制、保护、远动和通信等二次设备的布置，减少二次设备间面积。4.3.8.2 站控层设备站控层设备宜组屏安装，集中布置在主控制室或计算机室。4.3.8.3 间隔层设备间隔层设备可按设备类型组屏，也可按串或间隔组屏，布置在就地继电器小室或者集中布置在继电器室。当一次设备采用户内配电装置时，间隔层设备可分散布置于配电装置场地。4.3.8.4 过程层设备采用电子式互感器时，合并单元宜下放至就地智能终端柜内，或与保护装置共组屏；采用常规互感器时，合并单元应下放至就地智能终端柜内。过程层交换机可按串或间隔集中组屏，每面柜布置46台交换机；也可采用分散式安装，按照光缆和电缆连接数量最少原则安装在保护、测控屏上。智能终端应安装在所在间隔的就地智能终端柜内。请补充相关要求4.4 土建部分4.4.1 站区总体布置4.4.1.1 在满足防洪、防涝标准前提下，变电站宜采用站区内土（石）方自平衡方式，尽量减少外购土方或弃土工程量。站外挖、填方边坡应根据周围环境及边坡土质状况采取植草、浆砌片石等方式护面，防止水土流失，在条件允许时优先采用植草护面。4.4.1.2 站区总平面设计应将近期建设的建（构）筑物集中布置，以利分期建设和节约用地；城市户内变电站土建工程可按最终规模一次建成。4.4.1.3 山区、丘陵地区变电站的竖向布置，在满足工艺要求的前提下根据自然条件可采用阶梯式布置，以减小土（石）方工程量及边坡、挡墙工程量。4.4.1.4 根据工程条件，可合理采用加筋土挡墙等措施节省边坡占地面积。4.4.1.5 35kV，、110kV变电站进站道路宽度不应超过4.0m，220kV变电站进站道路宽度不应超过4.5m，500kV变电站进站道路宽度不应超过6.0m。当路基宽度小于5.5m且道路两端不能通视时，还应按相关规范要求设置错车道。4.4.1.6 当500kV变电站新建进站道路超过1.0km时，进站道路宽度宜采用4.5m。4.4.1.7 城市户内变电站宜利用市政道路作为消防通道。4.4.2 建筑4.4.2.1 建筑外观应简洁大方，体型规整，体现工业化特征，减少装饰性构件，与周围环境相协调，并符合当地城市规划的要求。4.4.2.2 主控通信楼、继电器小室、警传室等有节能要求的建筑物，其围护结构热工性能指标应符合GB 50189公共建筑节能设计标准的规定。外墙的热工设计应充分考虑各地区墙体传热的双向性，适当控制墙体传热系数，在满足外墙隔热要求的前提下，不必过分降低传热系数。4.4.2.3 主控通信楼等运行人员集中的建筑物主要朝向迎向当地夏季主导风向，偏转角度应为45135。4.4.2.4 制冷负荷大的房间（如主控制室、计算机室、通信机房等），外窗宜设置外遮阳，外遮阳系数的计算方法按GB 50189公共建筑节能设计标准附录A确定。遮阳形式综合考虑采光、通风和节能后，应优先采用垂直遮阳、带偏角的垂直遮阳和综合遮阳，其次是水平遮阳，再次是垂直百叶。4.4.2.5 建筑物内宜通过大门、内廊窗、门厅窗、楼梯间窗、卫生间窗等形成穿堂风，以充分利用自然通风，减少使用空调；内走廊布局时应尽量缩短走廊长度，宜在走廊端头设置可开启外窗以强化走廊通风效果。4.4.2.6 办公休息房间应采用天然采光，减少人工照明，宜南向布置。4.4.2.7 在建筑平面布局和空间功能处理时，对设备房间和办公休息房间宜分开布置，使动静功能分区明确，减少相邻空间的噪声干扰以及外界噪声对室内的影响；应合理选用建筑围护结构构件，采取有效的隔声、减噪措施，保证室内噪声级和隔声性能符合相关规范要求。4.4.2.8 使用空调的房间，在满足采光通风的条件下，建筑物外窗面积应尽量减小；不应采用大面积的落地玻璃窗和玻璃幕墙；对环境温度要求较高且无人工作、休息的房间，宜取消窗户。4.4.2.9 建筑外门窗的气密性不宜低于GB/T 7106建筑外门窗气密、水密、抗风压性能分级及检测方法规定的6级标准。4.4.2.10 建筑物内使用空调的房间门可设闭门器，使用空调时保证门扇处于常闭状态，减少室内外的热交换。4.4.2.11 在冬季，夏热冬冷地区的外墙与屋面冷/热桥部位的内表面温度不宜低于室内空气的露点温度。低于露点温度时，在冷/热桥部位宜有相应的保温措施。4.4.2.12 墙体材料应结合当地实际情况，在节能、环保基础上选用经济合理的材料，禁止选用粘土砖作为墙体材料。4.4.2.13 建筑材料中有害物质含量应符合GB 18580GB 18588以及GB 6566建筑材料放射性核素限量的要求。4.4.2.14 土建与装修工程宜一体化设计施工，不宜破坏和拆除已有的建筑构件及设施，避免重复施工。4.4.2.15 在保证性能的前提下，宜使用以废弃物为原料生产的建筑材料。4.4.2.16 变电站不应对周边建筑物带来光污染，不应影响周围居住建筑的日照要求；不应影响周边建筑物的通风效果。4.4.2.17 变电站站界的环境噪声排放应符合GB 12348工业企业厂界环境噪声排放标准和GB 3096声环境质量标准的要求。宜采取有效措施，使变电站环境噪声排放值低于上述国家标准值。4.4.2.18户内变电站主变房可采用双层吸声墙、消声隔音门、消音百叶，风机采用消声器降噪。4.4.3 结构4.4.3.1 施工现场500km以内生产的建筑材料重量宜占建筑材料总重量的80%以上，以减少材料运输。4.4.3.2 变电站建（构）筑物可采用工厂加工、现场组装的装配式结构，以减少现场施工作业工作量。4.4.3.3 结合使用条件及经济特性，结构材料可采用高性能混凝土、高强度钢，并采取提高耐久性的措施。4.4.3.4 钢管柱构（支）架、房屋钢结构可采用冷喷锌防腐，减少对环境的污染。4.4.3.5 户外变电站可再循环材料使用重量宜占所用建筑材料总重量的3%以上。4.3.3.6 在保证性能的前提下，使用以废弃物为原料生产的建筑材料，其用量宜占同类建筑材料的比例不宜低于30%。4.3.3.7 建筑物的可再利用建筑材料的使用率可大于5%。4.4.4 给排水及灭火设施4.4.4.1 合理选用用水定额, 应按GB 50015建筑给水排水设计规范及DL/T 5143变电所给水排水设计规程选用给水用水定额，不超过最高值，缺水地区采用低值。4.4.4.2 生活给水系统设置合理，通过市政管网供水时，应充分利用市政供水压力，加压供水压力不应大于0.35MPa。4.4.4.3 生活给水设备采用变频、叠压等节能型给水设备。4.4.4.4 给水管道应采取以下措施，避免管网漏损：1）给水系统中使用的管材、管件，必须符合现行产品行业标准的要求。对新型管材和管件应符合企业标准的要求，并必须符合有关行政和政府主管部门的文件规定组织专家评估或鉴定通过的企业标准的要求；2）选用性能高的阀门、零泄漏阀门等，如在冲洗排水阀、消火栓、通气阀阀前增设软密封闭阀或蝶阀；3）合理设计供水压力，避免供水压力持续高压或压力骤变；4）做好管道基础处理和覆土，控制管道埋深，加强管道工程施工监督，把好施工质量关。4.4.4.5 卫生器具应选用当前国家鼓励发展的节水设备（产品）目录中公布的设备、器材和器具，合理选用节水水龙头、节水便器、节水淋浴装置等，所有器具应满足CJ 164节水型生活用水器具及GBT 18870节水型产品技术条件与管理通则的要求。4.4.4.6 变电站生活污水应根据环评报告的要求处理达标后排放或回收用于站内绿化灌溉，当条件允许时宜回收利用。4.4.4.7 应制定并实施事故油池内的变压器事故油处理制度，由专用车辆运出站外交有资质的单位处理。4.4.4.8 绿化灌溉宜采用喷灌、微灌等高效节水灌溉方式。4.4.4.9 当变电站绿地表面距地下水位大于1.0m时，宜考虑设置雨水绿地入渗系统，以利于雨水入渗，减小雨水的外排量。绿地下垫层采用粗砂等，土壤渗透系数为10-610-3m/s。4.4.4.10 年均降雨量大于400mm地区可设置雨水收集回用系统，雨水收集处理后用于站内绿化用水，处理出水水质应符合绿化用水水质标准。4.4.4.11 主变压器可采用合成泡沫喷雾等节水型灭火系统，减少消防水的用量。4.4.4.12 生活给水及低压消防给水管道，雨水及生活