110kV變電工程綜合自動化方案專題報告（設計招標文件之七）

2003-10-15

110kV變電工程綜合自動化方案專題報告（設計招標文件之七）二○○○年五月

目錄1概述

2綜合自動化方案的總體設計要求和方案設想

3綜合自動化系統的功能及技術性能指標要求

3.1綜合自動化系統的功能要求

3.2系統技術性能指標

4綜合自動化監測范圍

4.1綜合自動化監測對象

4.2本所綜合自動化監測對象規模及信息量統計

5綜合自動化系統的幾點說明

6綜合自動化系統方案一

7綜合自動化系統方案二

8綜合比較分析

附圖1．綜合自動化配置原理圖(方案一)

2．綜合自動化配置原理圖(方案二)

3．主控室平面布置圖(方案一)

4．主控室平面布置圖(方案二)

1概述XX變電所是位于XX市XX開發區的全戶內式變電所，其建設規模,本期:主變容量1×31.5MVA三相雙卷變壓器，110kV出線2回,10kV出線11回，無功補償1X4200kvar。終期：主變容量2×31.5MVA，110kV出線4回，10kV出線22回，無功補償2X4200kvar。

根據本工程招標文件的要求，本所按無人值班變電所設計，采用綜合自動化方案。

2綜合自動化方案的總體設計要求和方案設想

XX110kV變二次系統采用綜合自動化方案，應達到以下總體要求：

1)提高變電所自動化水平，實現無人值班方式。

2)有利于系統的安全、穩定運行及事故/故障處理，提高運行的可靠性、經濟性，進一步保證供電的質量。

3)簡化變電所自動化設備及有關二次設備的硬件配置，避免重復。

4)簡化變電所二次回路，盡可能節約控制電纜和減輕電流互感器、電壓互感器的二次負載。

5)減少變電所的建筑面積，減少安裝和維修工作量，以期降低工程的總造價及運行費用。為實現以上總的要求，本變電所綜合自動化方案按以下原則和方案構想設計：

1)按無人值班方式設計，本所配置面向對象設計的，硬軟件模塊化、標準化的，技術先進可靠的，開放式、分層分布式綜合自動化系統，實現對全部一次設備進行監視、測量、控制、記錄、處理、報警及“四遙”功能，完成對二次設備的監視，取消常規監控方式的控制信號屏及RTU裝置。

2)綜合自動化系統在結構上分為間隔層、站控層。站控層設遠動工作站（遠動通信工作站）、當地監控主站和簡化的人機接口設備以及公用三遙設備，布置在主控制室內，其完成變電所運行工況的實時監測，數據處理、存貯、報告輸出，可控裝置的控制、調節及與調度中心的“四遙”功能。

間隔層測控設備按一次設備分單元設置，實現功能盡可能下放和分散的原則。間隔層的測控設備完成本間隔單元對象的控制、測量、及本間隔的防誤操作閉鎖等功能。除10kV部分的測控保護裝置分散布置于各10kV開關柜上外，其它部分的間隔層測控設備則為集中組屏方式，布置在主控室內。

各間隔層的設備相互獨立，間隔層測控設備通過網絡與站控層設備實現通訊，可采用星型網絡或總線網絡實現通信連接。在通信媒介上，采用雙絞線聯接或光纖聯接。通過以上計算機網絡實現所內信息資源共享。

3)按運行管理的需要和實現控制方式完整靈活可靠的原則，本所設三種控制方式。即(1)遠方遙控，(2)所內主控制室的站級計算機控制(軟手操)，(3)就地測控保護設備上的強電一對一后備手控方式(硬手操)。上述控制方式可相互切換，并自動相互閉鎖，各種控制操作具備選擇、返校、分步執行、防誤閉鎖功能，綜合自動化系統具有賦予不同操作密碼口令和不同的操作權限的功能。變電所無功、電壓的綜合控制調節則考慮采用獨立的無功電壓控制裝置實現，而不在綜合自動化主站中完成。

4)所內取消常規的信號系統和測量表計，所有的事故信號、預告信號、位置信號、動作信號通過遠方調度主站的操作員工作站或本所的當地監控主站的CRT終端以畫面、音響、閃光、自動打印甚至語音方式反映。在變電所內設簡單的重復動作中央報警音響信號，分事故總信號和故障總信號，配事故電笛和故障電鈴。分別由綜合自動化系統提供的總事故信號及總故障信號啟動，所有信號既可手動復歸，又可電動復歸（遠方及當地端〕，且綜合自動化系統可將中央音響報警信號退出（當遠方遙控時不需要〕。

除站控級或遠方控制中心的操作員工作站反映各類信號外，各測控設備也能通過裝置面板上的液晶顯示屏幕查詢斷路器和隔離刀閘的位置狀態，保護測控屏、直流電源屏等設備上設有各自裝置的異常信號和動作自保持信號，同時，盡管完全取消了常規測量表計，但在各測控裝置上仍設有通過液晶顯示屏幕進行數值監視的備用方式。

5)繼電保護相對獨立于綜合自動化系統中。繼電保護功能獨立，動作后直接去跳斷路器，而不通過監控系統，但監控系統與微機保護裝置間實現通信。110kV線路保護、110kV線路測控、主變保護、主變測控分開。10kV保護和測控采用一體化裝置，但保持保護功能的獨立完整，保護CT和測量CT分開的原則。

6)所內不設獨立的RTU裝置。遠動信息由綜合自動化系統采集處理，并經規約轉換后，上送到XX地調。系統必須保證遠動信息傳送的實時性、準確性和可靠性，做到遠動信息“直采直送”。

7)充分利用硬件設備，避免重復設置，以盡可能減少硬件設備并簡化其接線和維護。如10kV保護和測控采用一體化裝置。綜合自動化系統采用交流采樣方式，不設變送器。

8)按無人值班的原則，取消通信值班點，通信監控納入綜合自動化系統。所內的光纖通信設備的信號以接點或串口的方式接入測控裝置，上網與綜合自動化系統相連。綜合自動化系統可監測所內通信設備的運行狀況。

9)在布置方式上，按盡可能減少變電所的建筑面積的原則，采用分散與集中布置相結合的方案。將綜合自動化系統的站控層設備、線路保護測控設備、主變保護測控設備、直流系統、通信等二次設備集中布置主控制室內，而將10kV測控保護設備實現下放，分散布置于對應的開關柜上。

綜合自動化系統主機按單機單網設置，監控系統工作臺放置在主控制室內。

10)根據目前國內技術的發展水平和省內變電所實際運行狀況，綜合自動化系統立足國內技術及產品，以降低工程造價，并便于售后服務。3綜合自動化系統的功能及技術性能指標要求

3.1綜合自動化系統的功能設計

本所的綜合自動化系統應具有數據采集與處理、控制與調節、防誤操作閉鎖、遠動等功能，具體如下：

1)實時數據的采集與處理功能

通過各測控單元進行實時數據的采集和處理。實時信息包括：模擬量(電壓和電流量)、數字量、脈沖量及溫度量等一些其它信號。它們來自每一個電氣單元的PT、CT斷路器、隔離開關和保護設備以及直流、所用電系統等。被采集的實時數據，經過必要的預處理后送往站級計算機。

2)報警處理功能

對變電所的運行工況和設備狀態進行自動監測。當變電所有非正常狀態發生及設備異常時，系統能及時在當地或遠方發出事故音響或語音報警，并在CRT顯示器上自動推出報警畫面，為運行人員提供分析處理事故的信息，同時還應將事故信息進行打印記錄和存貯。

3)事件順序記錄(SOE)

能以2ms的分辨率記錄對變電所內的繼電保護、自動裝置、斷路器等在事故時動作的先后順序作自動記錄。并能夠在CRT上顯示及在打印機上打印。

4)控制功能及防誤操作閉鎖

a)綜合自動化系統的控制調節功能包括：

·斷路器的分、合操作

·隔離開關開關的分、合操作

·主變壓器有載調壓分接頭調節

·主變壓器中性點接地刀閘操作

·電容器組投切

·微機保護裝置的遠方軟壓板投運及遠方復歸信號

·按不同的操作權限由遠方修改保護及自動裝置的定值

接地刀閘、直流及所用電設備、UPS電源、消防保安設備等不作為遙控對象，只監測。

b)控制功能要求

綜合自動化系統具有遙控操作、站控操作、間隔層強電后備操作三種控制操作方式，可任意選定其中的一種控制操作方式控制某一被控對象，但同時閉鎖另外兩種控制操作方式。

·對主變壓器分接頭及電容器投切控制，采用遠方控制中心遙控操作、就地自動調節和人工操作三種方式。就地自動調節通過獨立設置的電壓、無功自動控制裝置完成。

·110kV線路測控裝置配置同期功能。

·各種操作應具備選擇、返校、分步執行等安全閉鎖，應裝設保密和軟硬件鎖定設施，賦予不同的操作員以不同的操作密碼口令和不同的操作權限。

c)防誤操作功能要求

本變電所采用微機防誤閉鎖方式，由綜合自動化系統統一進行操作預演，并應考慮當系統控制失靈時，具備緊急解鎖的應急措施。

5)系統管理記錄功能

對監控范圍內的斷路器的正常操作及事故跳閘次數、主變壓器分接頭調節檔次及次數、電容器投切、監控設備的投退、通道的異常、主要設備的異常及各種運行操作進行自動記錄。

6)在線統計計算功能

根據現場采用數據，可實現以下在線統計功能：

·有功功率、無功功率及電壓的日、月和年最大最小值及出現的時間

·累計有功和無功分時電量，并完成電量平衡報表

·主變壓器負荷率及損耗計算

運行人員可根據運行實際需要利用數據庫進一步開發在線統計功能。

7)畫面顯示和打印功能

通過CRT以主接線、運行曲線、棒圖、表格工況圖、狀態圖、配置圖等形式實現監視變電所的運行工況。要求不僅能顯示一次系統的運行工況，也能顯示二次系統的運行工況。主要有：

·變電所總的一次系統的單線圖，僅顯示狀態

·變電所總的一次系統的單線分區圖，除顯示狀態外，還可顯示實時運行數據

·所用電和直流系統狀態圖，可顯示實時運行數據

·變電所控制畫面

·變電所綜合自動化系統運行工況圖

·變電所間隔層設備運行工況圖

·模擬光字牌(軟光字牌)

·二次保護配置圖

·離線的保護壓板圖

·電壓棒圖和趨勢圖

·遙測一覽表

·電量一覽表

·實時和歷史告警表

·實時和歷史事件順序記錄表

·實時和歷史操作一覽表

·實時和歷史系統自診斷一覽表

·實時和歷史保護信息一覽表

·電量平衡表

·開關正常及事故跳閘次數統計表

系統通過完善的報表和畫面編輯工具，運行人員可根據需要進一步編輯制作表報和畫面。

CRT上顯示的內容（包括統計報表）均可進行隨機打印、召喚打印、定時打印。

8)數據庫的在線修改功能

隨著現場信號的調整或現場運行的需要，可在線對各種測點的定義〔如：測點名稱、工程量變換關系〕進行相應的修改，并顯示、打印記錄所修改的結果。

9)與調度通信功能(遠動功能)

綜合自動化系統應能向地調傳送遠動信息和進行數據通訊，設置與地調通信的軟、硬件模塊，其功能和技術指標應滿足與調度之間的信息傳送要求，并滿足調度通訊規約要求。應能正確接受遠控中心下達的各項命令，并向其上送變電所的實時工況、運行參數及調度管理必需的有關信息。

10)與保護通信功能

綜合自動化系統能與微機保護裝置通信，確保保護動作信息、故障信息、保護定值等能上送至站級工作站和調度中心。

11)管理功能

管理功能主要指操作票和一些設備工況報告、設備檔案的編制和調用。

·操作票的編制

能通過在計算機顯示屏的一次接線圖進行模擬操作后自動生成操作票，也可以通過交互式編輯生成。操作票的內容包括標題、設備名、操作信息等構成，它可由運行人員或工程師用鍵盤在線輸入的交互式方式進行編輯、修改、刪除、更新、并能存儲、檢索、顯示、打印。

·設備工況報告編制

運行人員或工程師以在線鍵盤輸入的交互方式可編輯設備的運行、測試、接地、鎖定等工況報告，對這些報告可以進行修改、檢索、顯示、打印。

·設備檔案的管理

對各種齊備的資料、參數、運行歷史，可用文件方式予以保存，能由用戶修改、檢索、顯示。數據庫格式由用戶在設計聯絡會上提供。公司完成數據庫與主接線畫面的連接。

12)時鐘同步功能(GPS對時)

綜合自動化系統應能接受衛星同步信號，系統時鐘能采用GPS對時和遠方調度對時2種方式，以保證綜合自動化系統時鐘與調度系統時鐘同步。

13)自診斷、自恢復和自動切換功能

能在線對自身的硬件、軟件故障自動診斷，并給出自診斷信息供維護人員及時檢修和更換。

當由于某種原因導致系統死機，能實現無擾動的軟硬件自恢復。保證系統仍正常可靠運行。3.2系統技術性能指標要求

本所綜合自動化系統的技術性能指標要求如下：

3.2.1數據采集指標

1)模擬量采樣

a)直流化采樣時，輸入標稱值為DC4~20mA(電流型)；-5~0~+5V(電壓型)

b)交流化采樣時，輸入標稱值含：1A(5A)、100V(57.7V)、50Hz；

電氣量采樣周期：1~5S可選；測量精度：≤0.5%；

非電氣量采樣周期：1~30S可選；測量精度：＜3%；

2)開關量輸入：

輸入形式：無源接點；狀態變化量采集周期：≤2S

異常報警量采集周期：≤1S；事件順序記錄(SOE)分辨率：≤2mS；

3)脈沖量：

負載能力：＞10mA；每個脈沖的寬度：50mS~100mS；

累計誤差：5000個脈沖±1個脈沖；

輸入形式：有源脈沖；

4)數字量輸入BCD碼

5)非電量測溫方式：

三線制(RTD)熱電阻電橋原理測量–50℃~+100℃；

溫度變送器測溫

6)開關點輸出：

輸出形式：繼電器無源空接點；

輸出接點容量：DC220V，5A。

3.2.2系統技術指標：

1)系統可靠性指標

a)自動化系統中各裝置平均故障間隔時間MTBF≥10000h(取主機、前置設備、外部設備的MTBF平均值)；

b)遙控正確率：≥99.99%；

c)遙調正確率：≥99.9%；

d)遙信正確率：≥99%；

2)系統實時性指標

a)控制命令響應時間＜3S；

b)85%實時畫面響應時間≤2S，其他畫面響應時間≤5S；

c)實時數據和信號變位響應時間＜2S；

d)人機對話到更新數據和畫面的響應時間2～10S；

e)報警響應時間2~5S可調。

3)系統可擴充性指標

a)CPU平均負載率按遠景考慮＜50%；

b)存貯設備平均備用容量按遠景考慮＞40%；

4)系統可用性指標

系統的年可利用率≥99.8%

5)系統可維修性指標

系統的平均維修時間（MTTR):不大于1小時

6)抗干擾性能指標

a)抗輻射電磁場干擾能力

應能滿足國標GB/T14598.9-1995<<輻射電磁場抗干擾試驗>>規定的要求。對于布置在控制室內的設備抗輻射電磁場強應達到I級：1V/m；對于布置在開關柜上的設備抗輻射電磁場強應至少達到III級：10V/m；

b)抗快速瞬變干擾能力

對于布置在開關柜上的設備應能承受IEC255-22-4標準規定的IV級（4KV〕快速瞬變干擾。

c)抗高頻電氣干擾能力

應能承受國標GB6162規定的干擾試驗，試驗電源頻率為100kHz和1MHz,試驗電壓為共模2500V,差模1000V的衰減振蕩波。試驗時應給被試驗裝置預先加直流電源，按GB6162第3.3條表3所列條件下疊加干擾試驗，裝置應無誤動或拒動現象。

d)抗沖擊電壓干擾能力

在正常試驗大氣條件下，裝置的直流電源輸入回路、交流輸入回路、輸出觸點回路對地以及回路之間，應能承受1.2/50us的標準雷電波的短時沖擊電壓試驗，開路試驗電壓5KV,裝置應無絕緣損壞。

7)GPS對時精度：

·站級工作主站間、間隔層測控裝置：1ms

·繼電保護裝置：2-3ms

8)使用環境

·環境溫度：

站級工作站：0～40℃間隔層設備：-10~+55℃·相對濕度：5%~95%

4.綜合自動化監測范圍

4.1綜合自動化監測對象

4.1.1監控對象

·全所斷路器

·110kV系統隔離開關

·主變壓器有載調壓開關

·主變壓器中性點接地刀

·10kV無功補償裝置

4.1.2監測對象

1)模擬量

·110kV線路三相電流、有功功率、無功功率

·110kV分段斷路器三相電流（遠期）

·110kV母線電壓、零序電壓

·主變110kV側一相電流

·主變10kV側三相電流、有功功率、無功功率；

·10kV線路三相電流、有功功率、無功功率

·10kV分段斷路器三相電流（遠期）

·10kV電容器三相電流、無功功率

·10kV母線電壓、零序電壓

·10kV所用變三相電流、零序電流

·所用電400V側二段母線電壓、分段電流；

·220V直流系統母線電壓

·48V通信直流系統電壓

·主變壓器油溫

2)數字量

·全所斷路器信號

·110kV隔離開關位置信號

·110kV接地刀閘位置信號

·110kV線路保護動作信號

·主變有載調壓開關位置信號

·主變中性點接地刀閘位置信號

·主變壓器保護動作信號

·10kV線路保護動作信號（電纜出線，無重合閘）

·10kV線路低周減載動作信號

·10kV分段保護動作信號（遠期）

·10kV電容器保護動作信號

·10kV所用變保護動作信號

·安全自動裝置動作信號

·主變壓器預告信號

·斷路器故障信號

·110kV電壓互感器切換位置信號

·10kV電壓互感器切換位置信號（遠期）

·直流系統異常信號

·通信設備告警信號

·消防自動報警系統信號

·遠動通道故障信號

·其他信號

3）脈沖量

·110kV線路有功電度、無功電度

·主變10kV側有功電度、無功電度

·10kV線路有功電度、無功電度

·10kV電容器無功電度

·10kV所用電有功電度

4.2本所綜合自動化監測對象規模及信息量統計本所監控監測信息量統計如下：

測點類型數量模擬量開關量脈沖量控制調節量

本期數量1101513356

遠期數量19229560112

具體項目如下：

1)遙測及監測信息統計表1模擬量信息統計

序號監測對象遙測量本期數量終期數量備注

1110kV線路Ia,Ib,Ic,P,Q5×25×4

2110kV分段斷路器Ia,Ib,Ic3×1

3110kV母線Va,Vb,Vc，3Vo4×14×2

4主變110kV側Ia,1×11×2

5主變10kV側Ia,Ib,Ic,P,Q5×15×2

610kV線路Ia,Ib,Ic,P,Q5×125×22

710kV分段斷路器Ia,Ib,Ic3×1

810kV電容器Ia,Ib,Ic,Q4×14×2

910kV接地兼所用變Ia,Ib,Ic,Io4×1+3×14×2

1010kV母線Va,Vb,Vc，3Vo4×24×2

11所用電源400V側VI,VII,I3×23×2

12220V直流系統V,I1,I23×11×1

13主變本體主變油溫1×11×2

1448V通信直流系統V1×11×1

小計110192

2)遙信及監視信息統計表2斷路器及隔離開關位置信息統計

序號監測對象本期數量終期數量備注

1斷路器位置信號（雙位置）19×236×2SOE

2110kV系統隔離開關1×61×14

3110kV系統接地刀閘1×91×20

4110kVPT隔離開關1×11×2

5110kVPT接地刀閘1×21×4

6主變中性點接地刀閘1×11×2

7主變有載調壓開關位置信號17×117×2

小計74148

表3保護及自動裝置動作信息統計

序號監測對象本期數量終期數量備注

1主變壓器保護動作信號（差動、后備、本體瓦斯、調壓裝置瓦斯）4×14×2SOE

2110kV線路保護動作3×23×4SOE

310kV線路保護動作信號1×121×22SOE

410kV線路低周減載動作信號1×111×22SOE

5110kV分段斷路器保護動作信號1×1SOE

610kV分段斷路器保護動作信號1×1SOE

710kV電容器保護動作信號1×11×2SOE

810kV接地兼所用變保護動作信號1×21×2SOE

9110kV備自投動作信號1×11×2SOE

1010kV備自投動作信號1×1SOE

小計3773

表4預告信號及其他信息統計

序號監測對象本期數量終期數量備注

1主變預告信號8×18×2

2斷路器故障信號1×191×36

3繼電保護裝置故障總信號11

4110kV電壓互感器切換位置信號4

510kV電壓互感器切換位置信號4

6直流系統異常22

7通信系統告警信號11

8遠動通道故障信號11

9消防控制系統告警信號11

10PT回路斷線（每段母線1個）1×31×4

11UPS電源中斷11

12控制方式信號(遙控、當地、手動）33

小計4074

3)脈沖量統計表5電度量統計

序號監測對象本期數量終期數量備注

1110kV線路有功電度、無功電度2×22×4

210kV線路有功電度、無功電度2×122×22

3主變10kV側有功電度、無功電度2×12×2

4電容器無功電度1×11×2

5所用電有功電度1×21×2

小計3360

4)控制調節量(遙控及遙調量)統計表6遙控及遙調量統計

序號監測對象本期數量終期數量備注

1斷路器分合2×192×36

2110kV系統隔離開關分合2×62×14

3110kVPT隔離開關分合2×12×2

4主變調壓開關位置升降2×12×2

5主變中性點刀閘分合2×12×2

小計56112

5)遠動信息量統計表7遠動遙測量統計

序號監測對象遙測量本期數量終期數量備注

1主變110kV側Ia,1×11×2

2主變10kV側Ia,P,Q,Wh,Varh5×15×2

3110kV線路Ia,P,Q,3×23×4

4110kV分段斷路器Ia1×1

5110kV母線電壓Va,Vb,Vc3×13×2

610kV線路Ia，P2×122×22

710kV分段斷路器Ia1×1

810kV電容器Ia,Ib,Ic,Q4×14×2

910kV接地兼所用變Ia,Io2×1+12×2

1010kV母線Vac，3Vo2×22×2

11所用電源400V側VI,VII2×22×2

12220V直流系統V1×11×1

13主變本體主變油溫1×11×2

1448V通信直流系統V1×11×1

小計57100

表8遠動遙信量統計

序號監測對象本期數量終期數量備注

1斷路器位置信號19×136×1SOE

2主變中性點接地刀閘1×11×2

3主變有載調壓開關位置信號17×117×2

4主變壓器保護動作信號4×14×2SOE

5110kV線路保護動作總信號3×23×4SOE

610kV線路保護動作總信號(分段發)12SOE

710kV線路低周減載動作信號(合并發)11SOE

8110kV分段斷路器保護動作信號1SOE

910kV分段斷路器保護動作信號1SOE

1010kV電容器保護動作信號1×11×2SOE

1110kV接地兼所用變保護動作信號1×21×2SOE

12110kV備自投動作信號1×11×2SOE

1310kV備自投動作信號1×1SOE

14主變預告信號(合并發)12

15斷路器故障信號(分段發)34

16繼電保護裝置故障總信號11

17直流系統異常和UPS電源中斷22

18通信系統告警信號11

19消防自動報警系統信號11

20PT回路斷線（每段母線1個）34

21控制方式信號(遙控、當地、手動）33

小計69124

表9遙控及遙調量統計

序號監測對象本期數量終期數量備注

1斷路器分合2×192×36

2主變調壓開關位置升降2×12×2

3主變中性點刀閘分合2×12×2

小計4280

5綜合自動化系統的幾點說明5.1保護與綜合自動化系統的關系

由于繼電保護在保證電網安全穩定運行方面起著重要的作用，因而決定了它在整個系統的特殊重要性和十分明顯的相對獨立性。綜合自動化系統絕不能降低繼電保護的可靠性。本設計對綜合自動化與繼電保護的相互關系作以下考慮。

1)繼電保護按被保護的電力設備單元(間隔)分別獨立配置，直接由相關的CT及PT輸入電氣量。動作后由接點輸出，直接跳相應的斷路器，即保護裝置有獨立完整的保護功能，完全不依賴于通訊網。此外，保護裝置在必須有自己獨立的跳合閘回路及相應的保護出口壓板的同時，其面板上要有必要的動作信號，告警信號等顯示，以充分保證在本所監控系統失效時，繼電保護裝置仍可單獨繼續使用。

2)為避免不必要的硬件重復，以提高整個系統的可靠性和降低造價，對于10kV設備，根據目前已有運行經驗，可采用保護測控裝置，但不以此而降低保護裝置的可靠性為前提。另對此類裝置保護CT回路和測量CT回路分開，以保證保護的要求及測量精度的要求。

3)各類保護除本身保護功能滿足規程要求外，還應與系統實現通信，以實現下述功能：

·接受系統的查詢，如保護定值查詢，保護狀態(功能投入)查詢。

·保護裝置傳送事件報告，自檢報告給系統。

·對保護裝置修改時鐘及對時。

·遠方復歸保護信號。

·遠方修改定值和軟壓板投退保護功能，本設計考慮到變電所保護裝置的重要性，對遠方修改定值推薦采用切換定值組的方式。

4)綜合自動化系統與保護設備的通信方式如下：

保護設備與系統通信的方式可分為三大類：①接點輸入方式、②串行通信方式、③網絡通信方式。具體實現方式如下：

·對于僅能提供接點輸出的保護裝置，將其接入相應間隔的測控裝置或公用開關量采集裝置，然后接入網絡。

·對于已設置有RS485串口的保護設備，如果其遵循IEC60870－5－103標準規約則將其串口直接接入網絡（當采用RS485總線網時〕或經規約轉換接入網絡（當采用非RS485總線網時〕。

·對于已設有串口(RS232、RS422、RS485)的保護設備，其不遵循IEC60870－5－103標準規約，則可經規約轉換接入網絡。5.2綜合自動化系統的遠動功能實現

5.2.1當地監控與遠動共用數據采集，取消專用RTU裝置。

在系統中設遠動工作站或遠動通信工作站，共用間隔層測控設備采集數據，真正實現全所數據綜合采集、統一管理。本所不設專用RTU裝置。

分層分布式綜合自動化系統每個間隔的I/O單元可完成間隔層的數據采集功能(相當于分布式RTU裝置完成的功能)。遠動工作站或遠動通信工作站從現場工業實時網上采集遠動所需的各種數據，包括與網絡相連的保護裝置的有關信息，它需完成所內外不同格式的信息轉換，所內遵從現場總線網的規約，所外要遵循遠動通信規約與調度主站實現通信。

取消專用的RTU裝置的原因：

是否可取消專用的RTU裝置，主要取決于變電所綜合自動化系統是否能滿足調度主站對遠動信息實時性、正確率及精度的要求：

a)遙測量的指標如下：

遙測誤差不大于±1.5%，越死區傳送整定最小值不小于0.5%

b)遙信量的指標如下：

正確動作率不小于99%，事件順序記錄系統分辨率小于2ms。

遙控正確率不小于99.99%，遙調正確率不小于99.9%。

c)實時性指標如下：

遙測傳送時間不大于3s

遙信變化傳送時間不大于2s

遙控、遙調命令傳送時間不大于4s

綜合自動化系統的遠動信息應采取“直采直送”的方式，即將遠動工作站掛在間隔層的實時工業網上，采取監聽方式通過該網獲得間隔層I/O單元采集的實時信息，進行規約轉換后送往各調度主站，滿足調度主站對信息實時性的要求。對于實時性指標的實現，以往的系統方案之所以不能滿足實時性的要求，是因為它采取在變電所層的上位網掛遠動通信管理機，遠動信息需經多道處理轉發，才能送至遠動通信管理機，造成延時過長。

I/O單元交流采樣能滿足遙測量精度的要求，遙信、遙控的正確率也能保證。

遠動通信工作站或遠動工作站直接從現場總線網上采集遠動數據向調度轉發，可充分滿足調度對遠動數據實時性的要求。調度遠方操作時下發的遙控遙調值指令，通過通信工作站向網上廣播，由變電所監控主機向操作對象的保護測控裝置下發操作指令完成具體操作執行。

5.2.2遠動數據向XX地調發送。

根據統一調度、分級管理的原則，本所遠動數據向XX地調發送，遠動信息的內容按無人值班變電所運行要求配置，通信規約采用部頒CDT規約SC1801V6.0版規約，遠動通信速率600bps，通過光纖路由發送至XX地調。5.3通信與綜合自動化系統的關系

綜合自動化系統的遠動通道的選擇和路由的組織應根據通信網現狀并結合通信規劃確定，同時應滿足遠動通道的技術要求，保證變電所可靠實現無人值班。本所采用光纖通信方式。

通信監控納入綜合自動化系統，通信設備的告警信號以接點的方式接入公用采集裝置，通信電源可通過接點接入公用采集裝置。監控系統可監測所內通信設備的運行狀況。這樣可進一步優化所內的運行管理。

此外，所內通信設備如有自成一體的完善的網管系統并帶RS485串行通信等接口時，則可經過規約轉換接入所內綜合自動化系統，實現真正意義上的所內變電二次(保護、控制、測量、遠動、通信等)的全面微機監控。5.4綜合自動化系統的人機接口設備設置

由于無人值班變電所的監視和操作主要都是在遠方控制中心完成的，所以本設計認為XX110kV變當地監控的人機接口設備及人機聯系功能可適當簡化，但不宜取消。其理由是，對變電所的控制、巡視、故障處理，需要建立在具有充分數據及信息的基礎上，而遠動信息是有限的，支持遠方站完成這類功能的數據也不充分，它不可能代替所有變電所完成其全部監視、操作功能，同時考慮到目前操作隊可配置的人員素質的實際情況，要求綜合自動化系統應具備直觀、簡便、可靠的監視和操作手段，盡可能快的反映變電所的運行工況、設備狀態。因此當地監控仍需配置必要的人機接口設備和較強的人機接口功能，而不宜取消。

5.5綜合自動化系統與計量系統的關系

本所電能計量表計獨立設置。本所關口計量點設置在主變110kV側，配置0.5級多功能電能表，關口電能表集中在主控制室內組屏，出線配置1級多功能電能表，公用測控裝置采集其脈沖量輸出，電度數據向調度轉發。其它10kV出線配置1級多功能電能表，相應保護測控裝置采集脈沖量輸出。所有電度數據在監控數據庫中處理存儲并制表輸出。本期工程暫不設置計量系統，其記錄存儲功能由監控數據庫完成。5.6綜合自動化系統與消防自動報警系統的關系

本所獨立設置1套消防自動報警系統。綜合自動化系統與消防自動報警系統的通信連接由于需要專門編程連接，成本太高不予采用。設計考慮消防自動報警系統僅提供報警輸出接點至公用測控裝置，該信號作為遙信量發送到調度主站實現報警功能。

6.綜合自動化方案一

方案一是以南自變電公司的WBX-121E變電所自動化系統為基礎，結合本變電所的具體情況所提出的方案，其配置原理圖見附圖一。6.1系統總體結構

設置全所控制級和現地控制級二層結構，二層之間通過網絡互聯，稱為網絡層。現地控制級中保護與測控相互獨立；保護單元之間相互獨立；測控單元為面向設備的智能模塊化單元結構，既可集中安裝，也支持分散獨立安裝。整個變電所二次系統結構非常簡單清晰，所有設備僅僅由微機線路保護屏、微機線路測控屏、微機主設備保護屏、微機綜合保護屏、面向設備的交流采樣裝置、控制執行機構構成現地單元控制級，由監控系統構成全所控制級。

1)站控層負責與子站（測控I/O單元、保護I/O單元）的通信和動態數據的匯總，并進行綜合處理、歷史記錄、事件記錄、顯示、打印；負責與調度端通信。

2)測控單元負責相應斷路器、手車（隔離開關）、主變壓器、電壓母線的完全測控，與一次設備一一對應。模擬量測量采用動態頻率跟蹤技術和交流采樣原理相結合；開關輸入量測量采用抗交流干擾的特別算法；開關輸出量采用了軟硬件多重閉鎖，并可自檢；通信具有調試和運行兩種方式；運行方式用RS485與現場總線相連，接受主機層的查詢。測控I/O單元，模件分為電源模件、交流模件、MPU模件、控制出口模件、遙信模件；A/D通道、基本的開關輸入量、遙控遙調、通信驅動等電路全部集成在MPU模件上，該模件與控制出口模件、調壓箱、交流回路、開入量、通信現場總線完全隔離，因而具有很強的抗干擾能力，模件內的看門狗電路當程序由于意外原因飛溢時會及時可靠復位MPU和相應電路，并能監視控制回路斷線、A/D通道故障、開出通道故障、開入通道故障等。每個單元有一組串行通信口，可以切換為RS-232（調試使用）和RS-485（上現場總線并隔離）兩種工作模式。

3)子站單元本身也是一個完整的系統，子站內前置機與測控單元、保護單元聯成子系統，并接受站控層的查詢。當子站與主站距離較長時可采用RS-422或調制解調器驅功。

4)保護單元獨立完成特定的保護功能，如線路保護、變壓器保護、母聯保護、電容器保護、備自投、母線保護、低周減載；保護與監控之間根據接口的性能，可直接上現場總線或經管理單元再上現場總線。當保護單元沒有通訊功能時，則可由無源接點信號送往監控I/O單元檢測。6.2系統配置方案

1)站控層設備為當地監控主機，按單機配置。遠動通信工作站與主機并為一體，配置1個MODEN與調度主站通信。主機工作臺上配1臺21寸彩顯和1臺寬行打印機。

2)間隔層設備按集中與分散相結合的原則，110kV線路、主變壓器及所用公用設備的保護與測控裝置集中布置在控制室內，便于巡視及維護；10kV母聯及饋線等的保護測控分散至就地設備開關柜內，以節省二次電纜。

*主變壓器間隔配置WBZ-02變壓器保護裝置和WZZ-121測控裝置。WBZ-02由三部分組成：差動保護單元、后備保護單元、開關量保護機監控單元，三個部分在電氣結構上互相獨立，通過串行接口通信連接，保護功能齊全，可靠性高。WZZ-121測控裝置完成主變雙側遙測、遙信、遙控功能。

*110kV線路配置WZZ-121線路測控裝置，用以完成對線路開關的控制和對線路電壓、電流、有功、無功的測量及電度量的計算。鑒于本所本期的2回110kV線路，1回從磨石變來，1回從寶雙線T接，其保護配置與型式需與對側統一，故本設計暫未將其納入綜合自動化系統的配置范圍。既另外配置，單獨組屏，只與綜合自動化系統接口。

*10kV線路配置WXB-123線路測控保護裝置，裝設在10kV配電室開關柜。

*10kV電容器配置WRZ-123電容器測控保護裝置，裝設在10kV開關柜。

*10kV所用變配置WZZ－121所用變測控保護裝置，裝設在10kV開關柜。

*配置WBZT-121型備用電源自動投入裝置和電壓切換裝置。

*配置MLX98S小電流接地檢測裝置。

*配置WZZ-121公用測控裝置2套，完成公用部分的遙測、遙信。

3)所內通信網是通過WBX-121E綜合自動化系統，將保護、測控、遠方調度連接起來的。保護與WBX-121E綜合自動化系統通過RS-485和現場總線連接；測控與WBX-121E綜合自動化系統也通過RS-485和現場總線連接；遠方調度與WBX-121E綜合自動化系統通過調制解調器連接。所內集中式組柜的保護裝置、監控裝置，或者分散安裝于開關柜上的保護、監測現地單元也可采用光纖與綜合自動化系統通訊。

6.3系統設備匯總（按本期配置）名稱配置數量說明

監控主機部分HP/PIII500主機(RAM128M、HDD8.3G、FDD1.44M軟驅、40XCD)1

顯示器：NEC21寸，1280X10241

打印機:HP120C1

調制解調器1

UPS電源:1KVA/2H1

GPS時鐘1

軟件（操作系統、監控軟件、遠程維護軟件）1

110kV線路測控柜WZZ-121型測控裝置2遠期2塊柜

主變保護測控柜WBZ－02主變保護裝置1遠期2塊柜

WZZ－121測控裝置（高低壓側各1套）2

WZH-121有載調壓裝置1

操作箱及打印機

公用柜1中央音響裝置1

WZH－121管理裝置1

WZZ－121公用測控裝置2

110kV/10kVPT切換裝置2

溫度變送器1遠期2套

直流變送器2

公用柜2WBZT－121型110kV備用電源自動投入裝置1

WBZT－121型400V備用電源自動投入裝置1

公用柜3WJK-01型微機接口裝置1

小電流接地檢測裝置1遠期2套

10kV保護測控裝置WXB－123型10kV饋線保護測控裝置12遠期22套

WRZ－123型10kV電容器保護測控裝置1遠期2套

WXB－123型10kV所用變保護測控裝置2

WXB-123型10kV分段保護測控裝置1

FCN－2000光纖接口裝置2

光纖通信網絡光纜

7.綜合自動化方案二

方案二是以北京四方公司的CSC2000變電所自動化系統為基礎，結合本變電所的具體情況所提出的方案，其配置原理圖見附圖二。7.1系統總體結構

CSC2000變電所綜合自動化系統的設備配置分成兩個層次，既變電站層和間隔層。變電站層既站級主站層。站級工作站由操作員工作站、遠動主站及工程師工作站組成，取消了常規控制、模擬屏等。間隔層是繼電保護、測控裝置層。它對相關設備進行保護、測量和控制。各間隔單元保留應急手動操作跳、合手段，各間隔單元互相獨立，不互相影響。此系統可在控制室集中組屏，也適用于間隔層設備分散在開關場繼電小間、開關場柜、開關柜布置，以間隔為單位，繼電保護、測量和控制裝置統一組屏設計。

1)站控層即工作站層，包括當地監控主站、遠動工作站等。遠動工作站與當地監控主站相互獨立，一個退出不影響另一個工作，他們通過總線共享站內的所有信息。當地監控主站以圖形顯示、報表打印、語音報警等各種方式對系統運行狀況進行實時監視，測量、記錄并處理各種信息，實現可控裝置的控制調節等。遠動工作站向調度端傳送遠動信息及數據，并接受來自調度端的遙控、遙調命令。

2)間隔層設備原則上按一次設備組織，分布式布置。間隔層設備完成保護、控制、測量、通信等功能。各間隔的設備相對獨立，僅通過站內通訊網互聯，并同變電站層的設備通訊。為提高全所的工作可靠性，繼電保護功能不依賴于所內通訊網，同時保護測控裝置上保留了簡易的強電控制功能，保證了萬一在微機通訊系統失效時仍可運行和操作。

3)所內通信網采用總線型網，變電站層設備和間隔層設備均掛在該總線上，全所所有信息均通過該網絡進行數據的交換和命令的上傳下達。常見的單層型網絡一般采用載波偵聽多路訪問及沖撞檢測（CSMA/CD）法作為網絡的通信規約，其網絡存取控制方法采用隨機存取法，各子站不存在主從之分。7.2系統配置方案

1)當地監控主站采用主頻大于300M的工控機,配單通道PCLPA卡(LON卡)1個,PCL725開入開出卡1個及光驅、軟驅、打印機、UPS電源、工作臺等，它是系統中主要的人機接口，是整個變電所綜合自動化運行的中心。它通過監控網獲得全所各種信息，進行數據的存貯、分析，通過后臺機可接受操作中的輸入控制。另本所如需要簡化當地監控的人機設備及功能，則配CSM112B，由單片機構成的監控主站。運行維護人員通過便攜機查看全所信息和進行操作控制。

該監控主站還提供了二付空接點，可直接連接蜂鳴器和警鈴。以實現整個變電所的事故報警和預告信號功能。

2)CSM300C遠動工作站采用32位標準工業控制微機，主頻大于300MHZ,其具有1發3收功能，實現多主站通信的多數據庫管理，支持多種常用遠動規約（SC1801、u4F、CDT、DNP3.0等)。

遠動工作站具有SOE功能，具有命令接收和校核執行（斷路器分合及分接頭升降）功能，具有信號變位、越死區判定、誤差控制功能。具有自檢、自診斷和自恢復功能，接收GPS對時。

3)間隔層公用測量與控制:配CSD12A1臺，CSD22A1臺，CSN022A2臺。

其中CSD12A為綜合采集裝置，可完成本所10kV母線PT電壓，包括開口三角形電壓及所用變交流380V的測量，可完成3路直流電源電壓及主變溫度的測量及42路遙信量的采集(例如火警信號、直流柜信號、PT切換信號等〕。另還有4組開出量可用于分布式裝置未能覆蓋的控制功能。

CSD22A為集中測量裝置，可采集8路電壓量、8路電流量、20路開關（脈沖〕量，可完成主變各側模擬量的測量，主變10kV側