《110kV變電站初步設計報告.doc》由會員分享，可在線閱讀，更多相關《110kV變電站初步設計報告.doc（47頁珍藏版）》請在裝配圖網上搜索。

1、普雄110kV輸變電新建工程初步設計第二卷 技術部分第三冊 變電工程 二一一年九月 普雄110kV輸變電新建工程初步設計第二卷 技術部分第三冊 變電工程批 準： 審 核：校 核：編 寫： 二一一年九月 第二卷 第三冊 變電工程目 錄變電站設計技術41 概述41.1 主要設計原則41.2氣象條件52 建設規(guī)模63.變電站主體專業(yè)工程設計63.1接入系統(tǒng)63.2電氣主接線73.3 各電壓等級配電裝置型式及設備選擇73.3.1短路電流計算71）計算依據(jù)及參數(shù)72）計算結果73.3.2.電氣設備選擇83.4 電氣總平面83.5 防雷接地、照明及站用電93.5.1 過電壓保護93.5.2 防雷93.5.

2、3 接地93.5.4 站用電93.5.5 照明93.5.6 檢修、通風103.5.7 電纜設施及電纜防火103.5.8 電氣一次設備工程量表103.6 電氣二次123.6.1全站控制監(jiān)測系統(tǒng)（1套）123.6.2繼電保護133.6.3 調度自動化151） 調度關系152）遠動系統(tǒng)163） 網架現(xiàn)狀174） 調度數(shù)據(jù)網175）調度端接口183.6.4電能量采集管理系統(tǒng)181）電能計量關口設置183.6.5 一體化電源系統(tǒng)193.6.6微機五防203.6.7圖像監(jiān)視及安全警衛(wèi)系統(tǒng)20（1）安全、防盜監(jiān)控21（2）設備監(jiān)視21（3）電網應急指揮及演習213.6.8火災探測報警系統(tǒng)223.6.9設備狀

3、態(tài)檢測223.6.10設備清單223.7 站內通信及自動化233.7.1概述233.7.2系統(tǒng)通信253.7.3站內通信323.7.4設備材料表333.7.5投資估算354 節(jié)能、抗災措施分析35（2) 基坑開挖37（3) 塔基排水375土建部分375.1概述375.2站區(qū)總布置與交通運輸385.3建筑395.4結構405.5采暖、通風415.6給水、排水425.7圍墻、大門436 消防446.1 化學滅火器的配置446.2 建筑消防456.3 主變壓器消防4545普雄110kV輸變電新建工程初步設計 第二卷 技術部分 第三冊變電工程普雄110kV輸變電新建工程變電站設計1 概述1.1 主要設

4、計原則本工程設計執(zhí)行現(xiàn)行國家及行業(yè)的相關設計規(guī)程、規(guī)范（技術標準），主要設計技術標準如下：GB50059-92 35110千伏變電所設計規(guī)范GB50060-92 35110kV高壓配電裝置設計規(guī)范DL/T5056-1996 變電所總布置設計技術規(guī)程GB50052-95 供配電系統(tǒng)設計規(guī)范GB11022 高壓斷路器通用技術條件GB311.1 高壓輸變電設備的絕緣配合GB/T 15544-1995 三相交流系統(tǒng)短路電流計算 GB50062-92 電力裝置的繼電保護和自動裝置設計規(guī)范GB50229-1996 火力發(fā)電廠與變電站設計防火規(guī)范GB50217-94 電力工程電纜設計規(guī)范GB11032-20

5、00 交流無間隙金屬氧化物避雷器GB311.1-1997 高壓輸變電設備的絕緣配合GB50062-1992 電力裝置的繼電保護和自動裝置設計規(guī)范GB50227-1995 并聯(lián)電容器裝置設計規(guī)范GB50260-1996 電力設施抗震設計規(guī)范GB50011-2001 建筑物抗震設計規(guī)范GBJ 16-1987 建筑設計防火規(guī)范（修訂本）（2001年版）DL/T 620-1997 交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合DL/T 621-1997 交流電氣裝置的接地DL/T 5136-2001 火力發(fā)電廠、變電所二次接線設計技術規(guī)定DL/T 5147-2001 電力系統(tǒng)安全自動裝置設計技術規(guī)定DL/T 66

6、7-1999 遠動設備及系統(tǒng)DL 5103-1999 35kV110kV無人值班變電所設計規(guī)程DL 5134-2002 變電所給水排水設計規(guī)程DL/T 5222-2005 導體和電器選擇設計技術規(guī)程DL/T 5137-2001 電測量及電能計量裝置設計技術規(guī)程DL/T 5044-1995 火力發(fā)電廠、變電所直流系統(tǒng)設計技術規(guī)定NDGJ 96-1992 變電所建筑結構設計技術規(guī)定建筑、消防、環(huán)保等其它現(xiàn)行行業(yè)標準1.2氣象條件根據(jù)本線路調查資料，結合全國典型氣象區(qū)的劃分，確定本工程線路設計用氣象條件如下表：表1 工程沿線參證氣象站一般氣候條件統(tǒng)計表項 目單位越西站觀測場標高m1659.0年平均氣

7、壓hpa832.2氣溫年平均氣溫13.2極端最高氣溫34.5極端最低氣溫-8.5最冷月平均氣溫4.1濕度平均相對濕度74冬季平均相對濕度68風速年平均風速m/s1.4最大風速m/s17.0降雨年平均降雨量mm1118.3一日最大降雨量mm160.1天氣日數(shù)年平均雨日數(shù)d162.5年平均霧日數(shù)d1.2年平均積雪日數(shù)d5.2年平均冰雹日數(shù)d1.1年平均大風日數(shù)d10.4年平均雨凇日數(shù)d/年平均雷暴日數(shù)d75.9年最多雷暴日數(shù)d98其它最大積雪深度cm16最大凍土深度cm/2 建設規(guī)模本站110kV側終期采用單母線接線、35kV終期采用單母線分段接線、10kV終期采用單母線分段接線，建設規(guī)模如下：主

8、變容量：最終225MVA，采用三相三繞組有載調變壓器。電壓等級：110/35/10.5kV；110 kV出線：本期出線2回，最終出線4回。110kV接線形式本期為單母線接線，最終采用單母線分段接線，采用戶外敞開式布置形式。35kV進線：本期進線1回，最終4回，35kV接線形式為單母線分段接線，采用戶內布置形式。10 kV出線：本期出線1回，最終6回；10kV接線形式本期為單母線分段接線，采用戶內布置形式。3.變電站主體專業(yè)工程設計3.1接入系統(tǒng)3.1.1工程概況普雄變電站是普雄河干流電站的匯集點。普雄河干流共分七級開發(fā)，總裝機容量67.9MW，分別為依呷電站（2.5MW），爾普電站（10MW）

9、,永興一級電站（4MW）,永興二級電站（4MW）,普雄一級電站（6.4MW）,普雄二級電站（11MW）,鐵西電站（6MW）。普雄變電站電力送出方案涉及的范圍是除已投產的鐵西電站以外的其他六級電站，總容量37.9MW。3.1.2接入系統(tǒng)根據(jù)關于涼山州普雄河流域梯級電站互聯(lián)及電力送出方案的批復和結合越西縣電網現(xiàn)狀，作普雄110kV變電站接入系統(tǒng)方案：1）在普雄鎮(zhèn)北側新建一座普雄110kV變電站，通過一回110kV線路接入越西220kv變電站。2）依甲、爾普電站通過一回35kV線路串接入普雄110kV變電站。3）普雄一級、普雄二級、永興二級各出一回35kV線路接入永興一級電站，永興一級電站匯集電力后

10、通過一回110kV線路接入普雄110kV變電站。3.2電氣主接線3.2.1.方案比較見電氣主接線方案比較圖。3.2.2電氣主接線本站110kV側終期采用單母線接線、35kV終期采用單母線分段接線、10kV終期采用單母線分段接線，建設規(guī)模如下：1) 主變：容量：最終225MVA，采用三相三繞組有載調變壓器。電壓等級：110/35/10.5kV；2) 110kV出線：本期進線1回，出線1回，110kV接線形式本期為單母線接線，采用戶外敞開式布置形式。3) 35kV進線：本期進線1回，最終4回，35kV接線形式為單母線分段接線，采用戶內布置形式。4) 10kV側：進線：本期無進線回路。出線：本期出線

11、1回，最終6回；10kV接線形式本期為單母線分段接線，采用戶內布置形式。5) 詳見普雄110kV變電站電氣主接線圖3.3 各電壓等級配電裝置型式及設備選擇3.3.1短路電流計算1）計算依據(jù)及參數(shù)a 電氣主接線。b 短路點的確定：為了選擇、校驗電氣設備所需的最大短路電流值，短路點選擇任一主變高壓側為d-1點, 主變中壓側為d-2點, 主變低壓側為d-3點。c 按網絡等值阻抗法計算（采用標幺值計算）。d 系統(tǒng)基準容量100MVA。e 變壓器主要參數(shù)：T1=T2=25MVA Uk（I-II）= 18%, Uk（I-III）=10.5%, Uk（II-III）=6.5%，2）計算結果短路點短路點平均電

12、壓(kV)I(kA)I4(KA)三相短路電流沖擊值ich(KA)d-111525.625.667.07d-238.529.28729.28775.73634d-310.514.9214.9239.093.3.2.電氣設備選擇1） 主變壓器選用110kV三相三繞組有載調壓變壓器，變壓器型號為：SSZ925000/110, YN,yno.d11。2） 110kV斷路器，LW25-126，1250A，31.5kA，彈簧操作機構。3） 110kV隔離開關，GW5-110GD/600，1250A，31.5kA。4） 110kV電容式電壓互感器：TYD-110/3-0.02H (母線型)，爬電比距2.5c

13、m/kV 110 /3/0.1/3/0.1/3/0.1kV。5） 110kV電流互感器，LB6-110.6） 氧化鋅避雷器：110kV，102/266W，附放電計數(shù)器。7）35 kV開關設備：選用金屬鎧裝中置式開關柜（KYN61A-40.5型），內裝真空斷路器額定電壓為35kV，斷路器額定電流為630A、開斷電流25kA。7） 10kV開關設備：選用金屬鎧裝中置式開關柜（KYN28-12型），內裝真空斷路器額定電壓為12kV，斷路器額定電流為1250A、開斷電流25kA。以上戶外電氣設備按III級污穢地區(qū)選型。全部設備選擇為高原型3.3.3.詳見電氣設備材料表3.4 電氣總平面110kV普雄變

14、電站電氣總平面布置根據(jù)建設規(guī)模、結合進站道路和110kV進出線方向，力求緊湊合理、出線方便、減少占地面積的原則，參考國家電網公司輸變電工程典型設計110kV變電站分冊（補充分冊）A-4方案進行合理布置。110kV設備布置在站區(qū)北側，采用架空進線；生產綜合樓位于站區(qū)南側，為單層建筑，布置有10kV配電室、主控制室及附屬室等；進站道路及大門位于變電站西側。主變壓器平行布置在110kV配電裝置及10kV配電室之間，110kV側中性點設備布置在主變壓器右側。35kV配電裝置采用戶內高壓開關柜布置方式，架空出線，主變壓器35kV進線以電纜引入35kV高壓開關柜。10kV配電裝置采用戶內高壓開關柜布置方式

15、，電纜出線，主變壓器10kV進線以矩形銅母線經穿墻套管通過封閉母線橋引入10kV高壓開關柜。詳見附圖:電氣總平面布置圖3.5 防雷接地、照明及站用電3.5.1 過電壓保護110kV、35kV、10kV主母線，主變高低壓兩側及主變110kV側中性點均裝設氧化鋅避雷器作為過電壓保護。主變110kV側中性點均裝設放電間隙及隔離開關，變壓器中性點接地方式可以選擇不接地或直接接地方式，滿足系統(tǒng)不同的運行要求。按DL/T620-1997交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合的規(guī)定，在110kV進出線側裝設氧化鋅避雷器。3.5.2 防雷為了防止大氣雷電對電氣設備的直接襲擊，在變電站內設置4支40米高獨立避雷針形

16、成聯(lián)合保護網，配合出線桿塔的避雷針尖。詳見附圖:防雷保護范圍布置圖3.5.3 接地變電站的接地采用以水平敷設接地帶為主，輔助以垂直接地極的混合人工接地網，接地網外緣閉合。本站主接地網的水平接地體采用-60X8鍍鋅扁鋼，垂直接地體采用50505的鍍鋅角鋼。變電站主接地網的接地電阻按滿足DL/T621-1997交流電氣裝置的接地的要求設計。工頻接地電阻在任何季節(jié)均應滿足規(guī)范要求值。設備的接地應滿足“反措”的要求，接地引下線單獨敷設，并明顯標示。獨立避雷針應設單獨的接地裝置，接地電阻R10歐姆且與主接地網邊緣距離不小于3m，距帶電設備距離不小于5m。在主控室裝設專用接地銅排與控制屏接地端子相連。3.

17、5.4 站用電站內用電有10kV、段母線上站用變壓器提供。站用電系統(tǒng)電壓380/220V。站用電系統(tǒng)接線為單母線分段接線方式，選用智能交流低壓配電屏2面，安裝在主控制室內。站用電系統(tǒng)設計為自動切換，并實時將該裝置的所有信息量通過RS485通信串口直接傳回到監(jiān)控系統(tǒng)。3.5.5 照明本站照明嚴格按照火力發(fā)電廠和變電所照明設計技術規(guī)定（SDGJ56-83）進行設計并按終期規(guī)模一次性建成。全站工作照明電壓為交流220V，事故照明電壓為直流220V，設事故照明自動投切裝置。開關室采用節(jié)能型高強氣體放電燈為主照明，設事故照明，主控和繼電器室及其他室內照明采用新型熒光燈為主照明，設事故照明。本站戶外照明以

18、高效的防眩通投光燈為主照明，10kV配電裝置屋頂設置抗震型燈具。3.5.6 檢修、通風110kV設備場地、10kV配電室、主控室及主變壓器處均設有檢修配電箱。10kV配電室及站變室設有通風機，當自然通風不能滿足要求時，應采用通風機強排，通風機同時作事故排風用，主控室設兩臺空調通風降溫。3.5.7 電纜設施及電纜防火10kV電力電纜聯(lián)絡線：經柜后一次電纜溝引至戶外設備處。各級電壓配電裝置處均設有二次電纜溝道，各溝道均與主控制室相通以便于各控制電纜的聯(lián)絡及敷設，敷設時應滿足電纜敷設規(guī)程規(guī)范要求。電纜防火及阻燃措施按電力工程電纜設計規(guī)范（GB50217-94）進行設計，詳見本工程消防設計。3.5.8

19、 電氣一次設備工程量表主要設備材料表類別序號名稱規(guī)格單位數(shù)量備注110kV電壓設備1SF6斷路器LW36-126 126kV 1250A 31.5kA臺42三相隔離開關帶單接地GW5-110GD/1250 單接地臺63三相隔離開關帶單接地GW5-110GD/1250 雙接地臺34電流互感器LB7-110 10P/10P/0.5/0.2S只165電容式電壓互感器TYD-110/-0.01H110/0.1/0.1 只26電容式電壓互感器TYD-110/-0.02H110/0.1/0.1 只37避雷器帶放電計數(shù)器Y10W-102/266只68鋼芯鋁絞線LGJ-240/40米4509絕緣子串只1810

20、鋼構架（設備支撐，門型架，橫梁及必要附件）設備支撐44基，母線門型架（7.5m）支撐4基，出線門型架（12.5m）支撐8基，變壓器出線門型架（10m）支撐8基，橫梁（10m）8根，40m高鋼結構避雷針塔4基35Kv電壓設備1135kV鎧裝移開式開關柜KYN-37B-40.5面4出線斷路器柜1235kV鎧裝移開式開關柜KYN-37B-40.5面4出線PT柜（經穿墻套管架空出線）1335kV鎧裝移開式開關柜KYN-37B-40.5面2主變斷路器柜1435kV鎧裝移開式開關柜KYN-37B-40.5面2母線PT柜1535kV鎧裝移開式開關柜KYN-37B-40.5面1分段斷路器柜1635kV鎧裝移開

21、式開關柜KYN-37B-40.5面1分段隔離開關柜17高壓電纜ZR-YJV-1185 35kV米48010kV電壓設備1810kV鎧裝移開式開關柜KYN28A-12 -03面6出線斷路器柜（電纜出線后架空出線）1910kV鎧裝移開式開關柜KYN28A-12 -02面2主變斷路器柜2010kV鎧裝移開式開關柜KYN28A-12 -41面2PT柜2110kV鎧裝移開式開關柜KYN28A-12 -77面2站用變斷路器柜2210kV鎧裝移開式開關柜KYN28A-12 -55面1分段斷路器柜23共箱封閉母線GXFM-1250A 10.5kV 63 kA米50主變及中性點24主變壓器SSZ925000/1

22、10 11081.25%/38.522.5%/10.5臺225主變中性點隔離開關GW13-72.5/630臺226主變中性點避雷器YH1.5W-72/186臺227中性點電流互感器LZZBJ71-10 75/5套228變壓器運輸和基礎鋼軌套2廠用電29干式變壓器SCB9-100/10臺330站用屏GCS面4其他31變電站金屬及混凝土隔片圍墻和鋼大門套1接地系統(tǒng)32接地用銅編織線，鍍鋅扁鋼及必要附件萬元參考價照明系統(tǒng)弱電系統(tǒng)33成套室內，室外照明及插座設備，緊急事故照明設備萬元參考價電線電線34電力電纜，控制電纜，通訊電纜，光纖及電纜終端等萬元參考價電纜橋架35纜橋架，支架，托盤和固定裝置萬元參

23、考價3.6 電氣二次3.6.1全站控制監(jiān)測系統(tǒng)（1套）變電站監(jiān)控系統(tǒng)按采用成熟先進的計算機監(jiān)控系統(tǒng)，按無人值班設計，其功能如下：（1）計算機監(jiān)控系統(tǒng)按分層分布式網絡結構設計，系統(tǒng)分為兩層，即變電站層和間隔層，具有遠方控制功能。站控層網絡采用100M單以太網連接。網絡媒介采用光纖。（2）按無人值班設計，站內監(jiān)控系統(tǒng)設置兩臺主機兼操作員站、2臺通訊服務器。站內設UPS電源一套作為站內計算機監(jiān)控系統(tǒng)、保護裝置等二次設備提供交流不停電電源。（3）變電站監(jiān)控設備、保護設備及各智能設備均考慮配置遠動數(shù)據(jù)接口，根據(jù)調度管理權限，完成變電站與西昌電業(yè)局電力調度中心的通信。（4）計算機監(jiān)控系統(tǒng)具備防誤閉鎖功能，

24、能夠完成全站防誤操作閉鎖。（5）保護動作及裝置報警等重要信息采用硬接點方式輸入測控單元。（6）計算機監(jiān)控系統(tǒng)配置到地調和縣調的雙通道上傳接口，支持CDT、101、104遠動通信規(guī)約。變電站監(jiān)控系統(tǒng)監(jiān)控范圍如下：1）各電壓等級的斷路器以及隔離開關、電動操作接地開關、主變中性點隔離開關。2）主變的分接頭調節(jié)及10kV無功補償裝置自動投切。3）站用電控制及站用電源備用自投。4）直流系統(tǒng)和逆變電源系統(tǒng)。5）通信設備及通信電源告警信號。6）圖像監(jiān)視及安全警衛(wèi)系統(tǒng)的報警信息。7）火災探測報警系統(tǒng)的報警信息。3.6.2繼電保護繼電保護裝置應滿足可靠性、選擇性、靈敏性、速動性的要求。全站各主要電氣設備包括主變

25、、110kV線路、110kV母線、35KV線路、10KV線路、廠用變的繼電保護擬采用微機型繼電保護裝置。繼電保護配置按“GB14285-2006”繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程、川電調20049號關于印發(fā)四川電網220kV-500kV繼電保護配置和選型原則的通知及本變電站的實際情況設計。1）主變保護： 主保護差動速斷保護、縱差保護； 主變本體瓦斯保護（重瓦斯、輕瓦斯）；壓力釋放保護（動作于信號）溫度保護； 110kV后備保護 復壓閉鎖過流：保護動作延時跳開變壓器各側斷路器 零序電流保護，動作出口有跳主變各側斷路器。 間隙電流保護，動作出口跳主變各側開關。 過負荷發(fā)信，溫度高發(fā)信功能 過載閉鎖有

26、載調壓功能。 35kV側后備保護中壓側配置復合電壓閉鎖過流保護。 10kV側后備保護低壓側配置復合電壓閉鎖過流保護、限時速斷保護。2）110kV線路保護：至永興一級普雄線路保護： a. 光纖縱聯(lián)差動保護；b. 三段式相間距離、接地保護；c. 四段零序方向電流保護；d. 檢無壓或檢同期三相一次重合閘。至越西變電站普雄線路保護：a. 光纖縱聯(lián)差動保護；b. 三段式相間距離、接地保護；c. 四段零序方向電流保護；d. 檢無壓或檢同期三相一次重合閘。為了確保所配置的保護裝置能夠正確的反映故障形式和迅速動作，永興一級和越西變電站內關于普雄110kV輸電線路所采用的保護裝置應在原理上和廠家的選擇上須一致。

27、3）110kV母線保護：a母線差動保護b斷路器失靈保護c復合電壓閉鎖4）35kV線路保護： 三段試相間電流保護 三相一次重合閘 電流速斷保護 過流保護 零序保護5）10kV部分保護： 10kV饋線保護a. 無時限電流速斷保護b. 限時電流速斷保護；c. 過電流保護；d. 小電流接地選線功能；e. 三相一次重合閘；f. 零序電流保護；g. 低周、低壓減載功能； 10kV站用變保護： a. 無時限電流速斷保護b. 限時電流速斷保護；c. 過電流保護；d. 小電流接地選線功能；f. 零序電流保護； 10kV電容器保護：a. 無時限電流速斷保護b. 限時電流速斷保護；c. 過電流保護；d. 小電流接地

28、選線功能；e. 零序電流保護；f. 過負荷保護；h. 低電壓保護；i. 過電壓保護；j. 不平衡電壓保護；6）故障錄波變電站裝設一套微機故障錄波裝置，用于對110KV線路及主變各側事故狀態(tài)進行錄波分析，裝置應具有：對模擬量、開關量的錄波；遠傳功能；衛(wèi)星校時（GPS）接口。8）10kV分段設置備用電源自動投切裝置。9）電壓無功自動投切由綜自后臺帶有軟件電壓無功自動投切功能實現(xiàn)。3.6.3 調度自動化1） 調度關系四川電力系統(tǒng)調度管理規(guī)程規(guī)定：一切并入電網的發(fā)電站，不論其產權歸屬和管理形式，也不論其所在的地域或接入何級電網，均必須劃歸電網調度機構調度管轄，即必須接受四川省調或西昌地調的調度管轄。其

29、中，四川電力系統(tǒng)內裝機容量10MW及以上的發(fā)電站由四川省調直調；本地區(qū)裝機容量10MW以下的發(fā)電站由當?shù)氐卣{直調。根據(jù)四川電力系統(tǒng)調度管理規(guī)程規(guī)定：普雄110千伏變電站應由西昌地調直接調度。越西220千伏變電站間隔擴建部分站內一次系統(tǒng)的相關二次信息也組織成遠動信息向四川省調、省調備調和西昌地調自動化主站傳送。2）遠動系統(tǒng)根據(jù)四川電力目前的調度管轄職能劃分，新建普雄變電站應由西昌電業(yè)局調度中心調度，本站終期調度自動化按如下考慮：a. 遠動信息根據(jù)部頒電力系統(tǒng)調度自動化設計規(guī)程的有關條款規(guī)定，變電站應向控制中心及上級調度傳送以下遙測、遙信信息：、遙測：110kV 、35kV及10kV線路有無功功率

30、、有無功電能量，110kV、35kV及10kV母線電壓、頻率；主變高、低壓側有無功功率、電流；主變高、低壓側有無功電能量，并滿足高層軟件的信息采集要求。、遙信：事故信號、斷路器位置信號、隔離開關及地刀位置信號、主變壓器抽頭位置信號、主變壓器保護信號、公共信息。遠動信息為數(shù)字數(shù)據(jù)信息，采用光纖方式同調度中心進行傳輸。b遠動功能、常規(guī)電氣量、非電氣量的采集（模擬量、開關量）與處理；、微機保護信號采集，包括保護動作信息、事件順序記錄信息、保護裝置工作狀態(tài)及保護定值傳輸與修改；、接收調控端計算機系統(tǒng)遙控命令，實施控制操作并校核執(zhí)行；、向調度端傳送所采集的各種信息；、接收地調系統(tǒng)對時命令；、遙控功能：對

31、變電站所有斷路器、分接頭具有遠方控制能力；、具有必需的人機聯(lián)系及維護手段；、具有自恢復功能；、具有轉發(fā)的功能；、可與微機保護系統(tǒng)等接口。監(jiān)控系統(tǒng)的遠動功能及性能指標符合調度自動化設計技術規(guī)程。遠動信息采取“直采直送”原則，直接從計算機監(jiān)控系統(tǒng)的測控單元獲取遠動信息，滿足西昌電業(yè)局調度中心遠動信息采集要求。遠動通信設備實現(xiàn)與西昌電業(yè)局調度中心的數(shù)據(jù)通信，采用常規(guī)遠動通道互為備用的方式，預留電力調度數(shù)據(jù)網絡接口及規(guī)約。網絡通信采用DL/T 634.5 104-2002規(guī)約，專線通信采用DL/T 634.5 101-2002規(guī)約，通信規(guī)約按西昌電業(yè)局調度中心要求設置。3） 網架現(xiàn)狀基于西昌電網傳輸網

32、的通道情況，該變電站采用2M通道和4E&M通道接入西昌地調，由西昌地調度接入省調。4） 調度數(shù)據(jù)網調度數(shù)據(jù)網應在光纖通道上利用專用通信設備組網，實現(xiàn)物理層面上與管理信息網絡的隔離，已滿足電力系統(tǒng)二次安全防護的要求。根據(jù)電力二次系統(tǒng)安全防護總體方案確定的安全分區(qū)、網絡專用、橫向隔離、縱向認證原則，對110kV普雄變電站進行電網二次安全防護配置，以保障調度數(shù)據(jù)網的安全。110kV普雄變電站作為調度數(shù)據(jù)網的接入節(jié)點，需采用2M通道連接至西昌局調骨干節(jié)點，再通過西昌局調骨干節(jié)點連接至四川省調核心節(jié)點。本設計在站內配置一套調度數(shù)據(jù)網接入設備，兩套縱向加密認證裝置、一臺路由器和兩臺三層交換機。調度數(shù)據(jù)網接

33、入設備與變電站SDH光傳輸設備采用2M接口對接，與西昌局調相連接。按照電力二次系統(tǒng)安全防護總體方案以及本站實際情況，本站只設生產控制區(qū)，不設管理信息區(qū)，其中生產控制區(qū)分為安全I區(qū)和安全II區(qū)，具體業(yè)務分工如下：(a)、安全I區(qū)業(yè)務：EMS與RTU或變電站自動化系統(tǒng)的實時數(shù)據(jù)通信；EMS之間的實時數(shù)據(jù)交換；電力系統(tǒng)動態(tài)測量及控制數(shù)據(jù)；穩(wěn)定控制系統(tǒng)；五防系統(tǒng)。(b)、安全II區(qū)業(yè)務：聯(lián)絡線交換計劃、聯(lián)絡線考核；電能量計量計費信息；故障錄波、保護和安全自動裝置有關管理數(shù)據(jù)。兩臺交換機需支持MPLS-VPN功能，使用VPN技術在調度數(shù)據(jù)網絡中為安全I區(qū)和安全II區(qū)的數(shù)據(jù)傳輸提供邏輯隔離的兩個VPN子網

34、，即提供實時VPN（安全I區(qū)）和非實時VPN（安全II區(qū)）兩個虛擬網段，各應用系統(tǒng)根據(jù)所屬安全區(qū)的不同，分別接入實時VPN和非實時VPN的交換機。安全I區(qū)縱向上配置縱向加密認證裝置，安全II區(qū)縱向上配置縱向加密認證裝置，實現(xiàn)110kV普雄變電站與西昌電業(yè)局調度中心和西昌局調度中心的縱向安全防護體系。5）調度端接口為普雄110千伏變電站和越西220千伏變電站間隔擴建部分的遠動信息、電能量數(shù)據(jù)和發(fā)電計劃申報等各類調度數(shù)據(jù)業(yè)務接入四川省調、備調和西昌地調的各類主站端系統(tǒng)統(tǒng)一考慮接口費用，用于主站端的軟、硬件接口配置、系統(tǒng)聯(lián)合調試等。6） 二次系統(tǒng)安全防護根據(jù)電力二次系統(tǒng)安全防護總體要求及國家電網調2

35、006第1167號文關于貫徹落實電監(jiān)會電力二次系統(tǒng)安全防護總體方案的要求，進行核心系統(tǒng)安全防護，在主機兼操作員站配置核心系統(tǒng)防護軟件一套。核心系統(tǒng)防護軟件須滿足以下要求：產品必須通過國家電網公司信息安全實驗室測評三年以上在電力監(jiān)控系統(tǒng)中有三年以上成功的應用案例數(shù)字簽名認證機制帳號管理口令質量控制 文件的訪問控制 防止程序非法終止 程序自動權限設置 Setuid 控制特權程序控制 網絡控制服務 登錄服務控制 入侵響應系統(tǒng)IPS確保完整的S-NUMEN日志系統(tǒng)及設置程序自身保護功能(Self-Security)跨平臺管理，必須全部滿足可以同時運行在AIX、HP-UX、Solaris等主流UNIX平

36、臺的需求；3.6.4電能量采集管理系統(tǒng)1）電能計量關口設置根據(jù)計量規(guī)程和川電營銷200276號文“關于印發(fā)的通知”的要求，在站內各二類計量點配置電壓、電流專用二次計量繞組。110kV線路采用電子式多功能電度表（有功0.2S級，無功2.0級，3*57.7V 3*1.5（5）A）。主變高壓側選用國產電子式多功能電能表（有功0.5S級，無功2.0級，3*57.7V 3*1.5（5）A）。主變低壓側選用國產電子式多功能電能表（有功0.5S級，無功2.0級，3*100V 3*1.5（5）A）。以上電能表均集中組屏裝于主控制室。在越西220千伏變電站對普雄110kV變電站的110kV出線開關處設置電子式多

37、功能電度表（有功0.2S級，無功2.0級，3*57.7V 3*1.5（5）A）。10kV饋線選用國產電子式多功能電能表（有功0.2S級，無功2.0級，3*100V 3*1.5（5）A），安裝在相應10KV關柜上。35KV出線選用國產電子式多功能電能表（有功0.2S級，無功2.0級，3*100V 3*1.5（5）A），安裝在相應35KV開關柜上。配置一套電能量采集管理系統(tǒng)，由電能量采集裝置、當?shù)毓芾砗笈_、系統(tǒng)應用軟件等部分組成，能夠實現(xiàn)電能量的采集、存儲、處理、遠傳組織、當?shù)毓芾?、統(tǒng)計、計算、報表等功能。電能采集裝置組柜一面，電能量采集裝置與上級調度端的電能量計量主站系統(tǒng)數(shù)據(jù)通信采用撥號訪問方式

38、和電力調度數(shù)據(jù)專網兩種方式。傳輸規(guī)約支持IEC60870-5-102、四川電力公司電能量采集裝置（試行）規(guī)約，不與變電站監(jiān)控系統(tǒng)通信。3.6.5 一體化電源系統(tǒng)全站直流、交流、UPS（逆變）、通信等電源采用一體化設計、一體化配置、一體化監(jiān)控，其運行工況和信息數(shù)據(jù)能通過一體化監(jiān)控單元展示并通過DL/T860 標準數(shù)據(jù)格式接入自動化系統(tǒng)。（1）直流系統(tǒng)直流系統(tǒng)向本站內計算機監(jiān)控設備、保護設備、事故照明以及逆變電源等負荷供電。按電力工程直流系統(tǒng)設計技術規(guī)程DL/T5044，本工程設置兩組閥控式密封膠體鉛酸蓄電池，每組104只,蓄電池組電壓為220V。每組蓄電池容量選擇按本工程最終規(guī)模經常負荷和事故負

39、荷考慮。按照無人值班原則設計，事故放電時間按2小時計算，蓄電池容量為300Ah，每組蓄電池配置一套高頻開關充電裝置，用于向蓄電池組浮充電及均衡充電， 每套充電裝置的充電模塊按N+1熱備份方式配置，每套裝置均設4只20A模塊。直流系統(tǒng)采用單母線接線方式。直流系統(tǒng)設置1套微機監(jiān)控裝置，由該裝置對直流設備進行監(jiān)測及管理，并通過通信接口與站內監(jiān)控系統(tǒng)通信。為了提高直流系統(tǒng)的可靠性和尋找接地的方便，直流系統(tǒng)設置1套直流系統(tǒng)絕緣監(jiān)測儀，在線監(jiān)測各饋線的直流接地故障點，并與智能高頻開關電源柜的微機監(jiān)控裝置通信；直流系統(tǒng)的所有信號均通過通信接口和空接點方式傳至變電站微機監(jiān)控系統(tǒng)。（2）逆變電源本工程配置一套容

40、量為5kVA的單相在線式逆變電源裝置為監(jiān)控系統(tǒng)站級控制層系統(tǒng)、電能采集系統(tǒng)后臺機以及調度錄音電話等設備提供工作電源。正常情況下逆變電源裝置的交流輸入電源經過整流逆變后輸出交流電源；在逆變電源裝置的交流輸入電源消失或交流逆變失敗時，可無時限切換至直流逆變繼續(xù)輸出交流電源。逆變電源裝置的電源故障、電源逆變、電源切換等信號以硬接點形式傳至微機監(jiān)控系統(tǒng)。 逆變電源裝置的逆變輸出（電流、電壓）均經變送器轉換成標準420mA模擬量送至微機監(jiān)控系統(tǒng)。逆變電源裝置的交直流電源輸入、逆變輸出回路均裝設帶有熱、磁脫扣器的自動空氣開關。3.6.6微機五防電氣設備的防誤操作選用經電力部產品鑒定的微機“五防”閉鎖裝置一

41、套。由該裝置對全站的斷路器、隔離開關、接地刀閘、網門、接地樁實行防誤閉鎖操作。對需遠方控制的斷路器可分別在中央控制層，間隔層及就地進行操作，并保證在同一時間內只允許一種控制方式有效。每種操作方式有完善的五防閉鎖。本工程在站端建變電站微機五防系統(tǒng)子站，考慮相應的站端微機五防閉鎖裝置、電腦鑰匙、鎖具、軟件系統(tǒng)及接口等，和西昌電業(yè)局微機防誤主站配套。所有鎖具、軟件系統(tǒng)及接口均按終期考慮。3.6.7圖像監(jiān)視及安全警衛(wèi)系統(tǒng)國家電網公司2009第61號文件要求進一步加強變電站安全技術防范工作，規(guī)范技術防范配置，全面提高變電站安全防護水平?！熬W絡化、智能化、高清化”是視頻監(jiān)控技術的主要發(fā)展趨勢，隨著視頻監(jiān)控

42、技術的快速發(fā)展和省公司視頻監(jiān)控體系的逐漸完善，提出了監(jiān)控聯(lián)網的要求，明確了需要在省公司建設一級監(jiān)控中心管理平臺、地區(qū)局（含超高壓局）建設二級監(jiān)控中心管理平臺，各供電局（所）、35kV及以上等級變電站的視頻監(jiān)控前端系統(tǒng)接入到各自所屬的地區(qū)局（含超高壓局）二級平臺，并通過二級平臺將監(jiān)控圖像上傳給省公司一級監(jiān)控平臺。視頻監(jiān)控系統(tǒng)主要采用網絡傳輸方式，將視頻監(jiān)控圖像信息承載于成都局同步開展建設的綜合數(shù)據(jù)網上傳輸。采用符合發(fā)展趨勢的IP攝像頭作為站端圖像采集單元，高清圖像的記錄采用IP-SAN平臺存儲方案。在新建站點配置智能視頻服務器，整合只能視頻分析功能，實現(xiàn)前端平臺的網絡化智能視頻系統(tǒng)架構。應滿足如

43、下應用需求：（1）安全、防盜監(jiān)控變電站圍墻上設置電子圍欄并通過視頻監(jiān)控系統(tǒng)在變電站配置的入侵檢測報警和視頻監(jiān)控設備對變電站周界和場區(qū)環(huán)境進行監(jiān)視，滿足變電站安全、防盜需要。（2）設備監(jiān)視視頻監(jiān)控系統(tǒng)對隔離開關操作狀態(tài)進行遠方圖像監(jiān)視，對變電站重要設備的運行狀態(tài)進行監(jiān)視。（3）電網應急指揮及演習在電網發(fā)生重大事故時，視頻監(jiān)控系統(tǒng)作為應急指揮中心的通信指揮系統(tǒng)的重要組成部分，可以將調度中心、監(jiān)控中心和變電站圖像信息和聲音傳送到應急指揮中心，利用圖像信息和雙向語音通話功能、指揮、協(xié)調、處理電網事故。同時，通過視頻監(jiān)控系統(tǒng)傳送的視頻圖像和聲音可以在聯(lián)合反事故演習過程中實時看到各級調度中心、監(jiān)控中心以及

44、變電站現(xiàn)場情況。本期變電站站端系統(tǒng)主要由監(jiān)控單元（監(jiān)控主機）、網絡視頻服務器、報警擴展模塊、控制擴展模塊、其它專用監(jiān)控模塊（如空調控制模塊、通風機控制模塊、環(huán)境溫濕度檢測模塊等）、音頻適配器、各類攝像機、各類探測器（如防入侵探測器、煙霧探測器等）、麥克風、音箱、照明燈等設備組成。前端站點攝像頭配置原則：110kV變電站攝像頭標準數(shù)量為15個（暫定）用于周界安防的5個，用于場地、室內監(jiān)控的10個，攝像頭配置如下：變電站圍墻四周、大門：網絡槍機主控制樓樓道、安全工具室：網絡槍機場地：網絡高清球機高壓室、主控制室：網絡球機前端側帶寬要求（按最壞可能帶寬占用率100考慮）：監(jiān)控視頻路數(shù)14路，帶寬預留

45、正常情況時56M，帶寬資源緊張時21M。變電站前端系統(tǒng)接入成都局視頻監(jiān)控中心管理平臺需要考慮通道調試費用。3.6.8火災探測報警系統(tǒng)站內設置一套火災報警及控制系統(tǒng)。火災報警系統(tǒng)控制器的容量、性能要求及接口按照最終規(guī)?？紤]，火災探測報警區(qū)域包括主控制樓、各級電壓配電裝置室及主變等。根據(jù)安裝部位的不同，采用不同類型和原理的探測器?；馂膱缶刂破髟O在變電站的主控制樓內，當有火情發(fā)生時，控制器可以紀實發(fā)出聲光報警信號，顯示發(fā)生火警地點。并可通過通信接口將信息送至變電站計算機監(jiān)控系統(tǒng)，同時通過自動化監(jiān)控系統(tǒng)傳輸?shù)轿鞑姌I(yè)局調度中心。3.6.9設備狀態(tài)檢測根據(jù)國家電網公司“國家電網基建2010371號文關

46、于印發(fā)國家電網公司2010年新建變電站設計補充要求的通知 ” 本站新上1套在線監(jiān)測系統(tǒng)，組織主變壓器油溫、油中溶解氣體 、SF6氣體密度、開關設備分（合）閘位置信號上傳，用于設備的狀態(tài)檢測。3.6.10設備清單序號設 備 名 稱數(shù)量單位備 注1110KV線路保護設備（本側）1.1110kv線路保護及母線保護屏1面繼保室2主變保護設備2.1主變保護屏2面繼保室335KV線路保護屏1面繼保室410KV線路保護屏1面繼保室5故障錄波屏1面繼保室6繼電保護信息管理柜1面繼保室7安全自動裝置屏1面繼保室8電度表屏2面繼保室9交直流一體化柜5面繼保室10監(jiān)控系統(tǒng)101開關站LCU屏2面繼保室102操作員工

47、作站2臺計算機室103五防工作站1臺計算機室104通訊服務器2套計算機室105工業(yè)電視主機1臺計算機室106控制臺1個計算機室107網絡柜1面繼保室108二次安防軟件2套11工業(yè)電視屏1面繼保室12110KV線路保護設備（對側）2面越西變電站永興一級電站13調度數(shù)據(jù)網設備131交換機100Mbps2臺132路由器10Mbps1臺133縱向加密認證2套134同軸電纜100米14工業(yè)電視系統(tǒng)1套15點15在線監(jiān)測系統(tǒng)1套16微機五防系統(tǒng)1套17控制電纜3KM3.7 站內通信及自動化3.7.1 概述1) 系統(tǒng)一次概況根據(jù)電網一次建設方案，本次互聯(lián)接入系統(tǒng)的水電站有：永興二級（4MW）、永興一級（4M

48、W）、普雄二級（11MW）、普雄一級（6.4MW）、爾普（10MW）、依呷（2.5MW）、普雄110kV變電站，水電站通過普雄110千伏升壓站接入越西220千伏變電站。一次電網結構方案圖見圖1。圖1電網結構方案圖2) 設計范圍本工程包括配合普雄河流域梯級水電站送出所做的電力系統(tǒng)通信網系統(tǒng)通信，普雄110kV變電站系統(tǒng)通信和站內通信部分設計，包括通信系統(tǒng)、光纜線路、設備配置等，并為普雄110kV變電站的1回110kV線路提供繼電保護通道。3) 光纖通信網現(xiàn)狀普雄河流域梯級水電站尚在開發(fā)建設中，通過普雄110千伏升壓站接入越西220千伏變電站。目前，越西220千伏變電站有組織到省調和西昌地調的光纖

49、通信通道。西昌地區(qū)已建成光纖通信網，采用華為光通信設備。省調光纖通信網采用中興光通信設備。4) 地區(qū)通信網規(guī)劃目標沿規(guī)劃建設的電力線路新建OPGW光纖通信電路和ADSS光纖通信電路，形成普雄河流域梯級水電站光纖通信網。根據(jù)省公司光纖通信雙通道的要求，需要建設的光纜均敷設雙光纜。光傳輸設備選型原則為SDH 2.5Gbit/s或622Mbit/s傳輸平臺。5) 調度關系永興二級（4MW）、永興一級（4MW）、普雄一級（6.4MW）、依呷（2.5MW）應該由西昌地調調度，其站內一次系統(tǒng)的相關二次信息應組織成遠動信息向西昌地調自動化主站傳送。普雄二級（11MW）、爾普（10MW）應該由四川省調直接調度

50、。上述水電站站內一次系統(tǒng)的相關二次信息應組織成遠動信息向四川省調、省調備調和西昌地調自動化主站傳送。普雄110千伏變電站應由西昌地調直接調度。上述水電站站內一次系統(tǒng)的相關二次信息應組織成遠動信息向西昌地調自動化主站傳送。越西220千伏變電站間隔擴建部分站內一次系統(tǒng)的相關二次信息也組織成遠動信息向四川省調、省調備調和西昌地調自動化主站傳送。其傳輸?shù)闹饕畔⒂校赫{度電話、調度自動化、調度數(shù)據(jù)網、電能量采集 、繼電保護、視頻監(jiān)控、綜合數(shù)據(jù)網等。6) 通道要求（1）繼電保護傳輸通道為普雄110千伏變電站越西220千伏變電站1回提供1個主保護通道，均采用專用纖芯。（2）至四川省調，省調備調和西昌地調的調

51、度電話及調度自動化信息傳輸通道:a.提供至四川省調，省調備調和西昌地調自動化主站的調度電話及調度自動化主用及備用傳輸通道各1個。b.提供至電能量計量中心的電能量計量數(shù)據(jù)通道1個，采用電力調度數(shù)據(jù)網絡傳輸。3.7.2 系統(tǒng)通信在普雄河流域梯級水電站通信網的建設中，根據(jù)各電站的接入業(yè)務種類、容量需求，結合各站點的地理位置分布、一次系統(tǒng)組網方案及電力通信網的現(xiàn)狀，沿電力線路構建光纖通信網絡，各電站的信息最終匯接在普雄110千伏變電站，通過越西220千伏變電站已有的光纖通信電路溝通至四川省調、省調備調和西昌地調的聯(lián)系。結合現(xiàn)有通信網絡的實際狀況和通信技術發(fā)展的水平，光傳輸設備選型原則為SDH 2.5G

52、bit/s或622Mbit/s傳輸平臺?？紤]到自愈環(huán)的建設及統(tǒng)一網管的需要，光傳輸設備的型號應統(tǒng)一為一種。光纜纖芯選用G.652B單模光纖，在新建的110kV及以上電壓等級的線路上使用OPGW光纜。在不能對原有線路更換OPGW光纜的情況下及不能架設OPGW光纜的情況下，使用ADSS光纜。1) 通道組織本工程系統(tǒng)通信組織到220kV越西站，即：普雄110千伏變變電站信息經220kV越西站，接入西昌地調光環(huán)網，省調備調和省調。2) 光纖通信（1） 傳輸性能指標 傳輸性能指標主要有誤碼性能、抖動性能、漂移性能及可用性目標，性能指標按ITU-T、國家標準、通信行業(yè)標準執(zhí)行。1、誤碼性能指標誤碼性能是衡

53、量光纖數(shù)字通信質量的標準之一。對于綜合業(yè)務數(shù)字網(ISDN)，衡量誤碼性能的指標除考慮音頻電話業(yè)務外，還要考慮其它非話音業(yè)務。根據(jù)ITU-T G.826建議，并結合我國的具體情況，提出的用于國際連接的假設參考通道全長3450km,用于國內連接的假設參考通道全長6900km。假設參考信道由三種基本信道組成，即接入信道100km、中繼通道100km、長途通道3250km。對于假設參考信道的中繼信道和長途信道(共計3350km)，長度為L公里的信道其誤碼性能指標，在每一個傳輸方向任何月份應不大于表2-1的規(guī)定值。表2-1 中繼信道和長途信道的誤碼性能指標信道速率(kbit/s)15005000150

54、0055000550001600001600003500000比特數(shù)/塊200080004000200006000200001500030000ESR0.04xC0.075xC0.16xC待定SESR0.002xC0.002xC0.002xC0.002xCBBER3x10-4xC2x10-4xC2x10-4xC10-4xC表中：C=X18.5%2、抖動性能指標（1）輸入抖動容限輸入抖動容限是對網內任何接口提出的指標，即任何一接口輸入端要有抵抗這些抖動而不至出現(xiàn)誤碼的能力。輸入抖動容限按ITU-T G.823建議執(zhí)行。（2）輸出抖動容限輸出抖動容限是指沒有輸入抖動時最大輸出抖動。輸出抖動容限按I

55、TU-T G.821建議執(zhí)行。G.821建議中，對數(shù)字段長度等于或小于假設參考數(shù)字段(HRDS)時，規(guī)定了最大輸出抖動，該值低于對單個設備的要求。3、抖動轉移特性抖動轉移特性是指輸入口的某些抖動會被轉移到輸出口，特別是低頻抖動。對于一個數(shù)字段而言，G.821建議規(guī)定，抖動轉移增益不超過1dB。4、可用性目標國標GB11820-89規(guī)定，系統(tǒng)可用性時間百分比率為99.99。（2） 光纜線路，除了新建2根OPGW光纜，為滿足雙通道要求，主用新建1根ADSS單光纜，租用電信2M作為備用通道。本次需要建設的光纜線路如下：沿普雄二級永興一級的35kV線路架設1根ADSS光纜，光纜芯數(shù)為16芯，長度約14

56、.32km；沿永興二級永興一級的35kV線路架設1根ADSS光纜，光纜芯數(shù)為16芯，長度約12.16km；沿永興一級普雄110千伏變的110kV線路架設1根OPGW光纜，光纜芯數(shù)為16芯，長度約16.48km；沿普雄一級普雄110千伏變的35kV線路架設1根ADSS光纜，光纜芯數(shù)為16芯，長度約18.64km；沿依呷爾普的35kV線路架設1根ADSS光纜，光纜芯數(shù)為16芯，長度約14.32km；沿爾普普雄110千伏變的35kV線路架設1根ADSS光纜，光纜芯數(shù)為16芯，長度約19km。沿普雄110千伏變越西220千伏變的110kV線路架設2根OPGW光纜，光纜芯數(shù)為16芯，長度約233km。本

57、工程光纜線路建設示意圖如下圖4光纜線路建設示意圖3) 主要設備配置本工程光傳輸設備配置如下：擬在永興二級（4MW）、永興一級（4MW）、普雄一級（6.4MW）、依呷（2.5MW）各配置一套SDH STM-4光傳輸設備。由于這些水電站的裝機容量小于10MW，因此這個水電站不組織到省調的直通通道，只組織到地調的直通通道。因此在這些水電站各配置一套PCM終端設備，相應的為西昌地調配置一套PCM終端設備，各個電站配置1套綜合配線架（ODF32/DDF48/MDF100）。在普雄二級（11MW）、爾普（10MW）各配置兩套SDH STM-4光傳輸設備和兩套PCM終端設備（用于省調和西昌地調）。考慮普雄110千伏變電站在普雄河流域梯級水電站位置的重要性（匯集站的作用），在該站配配兩套SDH STM-16光傳輸設備和兩套PCM終端設備（用于省調和西昌地調）。相應的在省調和西昌地調各配置3套PCM終端設備，普雄二級（11MW）、爾普電站各配置1套綜合配線架（ODF64/DDF64/MDF100），普雄110千伏變電站配置1套綜合配線架（ODF64/DDF96/MDF200）。連接所有光纜的光接口板都按11配置。主要設備配置見下表：表3.7-1 地區(qū)網主要設備配置表水電站名稱SDH光傳輸設備光接口板PCM永興二級（4MW）STM-4,1套STM-1, 11，2塊,對永興一級方向1