某kV变电工程综合自动化方案

110kV变电工程综合自动化方案专题报告（设计招标文件之七）

2003-10-15

110kV变电工程综合自动化方案专题报告（设计招标文件之七）二○○○年五月

目录1概述

2综合自动化方案的总体设计要求和方案设想

3综合自动化系统的功能及技术性能指标要求

3.1综合自动化系统的功能要求

3.2系统技术性能指标

4综合自动化监测范围

4.1综合自动化监测对象

4.2本所综合自动化监测对象规模及信息量统计

5综合自动化系统的几点说明

6综合自动化系统方案一

7综合自动化系统方案二

8综合比较分析

附图1．综合自动化配置原理图(方案一)

2．综合自动化配置原理图(方案二)

3．主控室平面布置图(方案一)

4．主控室平面布置图(方案二)

1概述XX变电所是位于XX市XX开发区的全户内式变电所，其建设规模,本期:主变容量1×31.5MVA三相双卷变压器，110kV出线2回,10kV出线11回，无功补偿1X4200kvar。终期：主变容量2×31.5MVA，110kV出线4回，10kV出线22回，无功补偿2X4200kvar。

根据本工程招标文件的要求，本所按无人值班变电所设计，采用综合自动化方案。

2综合自动化方案的总体设计要求和方案设想

XX110kV变二次系统采用综合自动化方案，应达到以下总体要求：

1)提高变电所自动化水平，实现无人值班方式。

2)有利于系统的安全、稳定运行及事故/故障处理，提高运行的可靠性、经济性，进一步保证供电的质量。

3)简化变电所自动化设备及有关二次设备的硬件配置，避免重复。

4)简化变电所二次回路，尽可能节约控制电缆和减轻电流互感器、电压互感器的二次负载。

5)减少变电所的建筑面积，减少安装和维修工作量，以期降低工程的总造价及运行费用。为实现以上总的要求，本变电所综合自动化方案按以下原则和方案构想设计：

1)按无人值班方式设计，本所配置面向对象设计的，硬软件模块化、标准化的，技术先进可靠的，开放式、分层分布式综合自动化系统，实现对全部一次设备进行监视、测量、控制、记录、处理、报警及“四遥”功能，完成对二次设备的监视，取消常规监控方式的控制信号屏及RTU装置。

2)综合自动化系统在结构上分为间隔层、站控层。站控层设远动工作站（远动通信工作站）、当地监控主站和简化的人机接口设备以及公用三遥设备，布置在主控制室内，其完成变电所运行工况的实时监测，数据处理、存贮、报告输出，可控装置的控制、调节及与调度中心的“四遥”功能。

间隔层测控设备按一次设备分单元设置，实现功能尽可能下放和分散的原则。间隔层的测控设备完成本间隔单元对象的控制、测量、及本间隔的防误操作闭锁等功能。除10kV部分的测控保护装置分散布置于各10kV开关柜上外，其它部分的间隔层测控设备则为集中组屏方式，布置在主控室内。

各间隔层的设备相互独立，间隔层测控设备通过网络与站控层设备实现通讯，可采用星型网络或总线网络实现通信连接。在通信媒介上，采用双绞线联接或光纤联接。通过以上计算机网络实现所内信息资源共享。

3)按运行管理的需要和实现控制方式完整灵活可靠的原则，本所设三种控制方式。即(1)远方遥控，(2)所内主控制室的站级计算机控制(软手操)，(3)就地测控保护设备上的强电一对一后备手控方式(硬手操)。上述控制方式可相互切换，并自动相互闭锁，各种控制操作具备选择、返校、分步执行、防误闭锁功能，综合自动化系统具有赋予不同操作密码口令和不同的操作权限的功能。变电所无功、电压的综合控制调节则考虑采用独立的无功电压控制装置实现，而不在综合自动化主站中完成。

4)所内取消常规的信号系统和测量表计，所有的事故信号、预告信号、位置信号、动作信号通过远方调度主站的操作员工作站或本所的当地监控主站的CRT终端以画面、音响、闪光、自动打印甚至语音方式反映。在变电所内设简单的重复动作中央报警音响信号，分事故总信号和故障总信号，配事故电笛和故障电铃。分别由综合自动化系统提供的总事故信号及总故障信号启动，所有信号既可手动复归，又可电动复归（远方及当地端〕，且综合自动化系统可将中央音响报警信号退出（当远方遥控时不需要〕。

除站控级或远方控制中心的操作员工作站反映各类信号外，各测控设备也能通过装置面板上的液晶显示屏幕查询断路器和隔离刀闸的位置状态，保护测控屏、直流电源屏等设备上设有各自装置的异常信号和动作自保持信号，同时，尽管完全取消了常规测量表计，但在各测控装置上仍设有通过液晶显示屏幕进行数值监视的备用方式。

5)继电保护相对独立于综合自动化系统中。继电保护功能独立，动作后直接去跳断路器，而不通过监控系统，但监控系统与微机保护装置间实现通信。110kV线路保护、110kV线路测控、主变保护、主变测控分开。10kV保护和测控采用一体化装置，但保持保护功能的独立完整，保护CT和测量CT分开的原则。

6)所内不设独立的RTU装置。远动信息由综合自动化系统采集处理，并经规约转换后，上送到XX地调。系统必须保证远动信息传送的实时性、准确性和可靠性，做到远动信息“直采直送”。

7)充分利用硬件设备，避免重复设置，以尽可能减少硬件设备并简化其接线和维护。如10kV保护和测控采用一体化装置。综合自动化系统采用交流采样方式，不设变送器。

8)按无人值班的原则，取消通信值班点，通信监控纳入综合自动化系统。所内的光纤通信设备的信号以接点或串口的方式接入测控装置，上网与综合自动化系统相连。综合自动化系统可监测所内通信设备的运行状况。

9)在布置方式上，按尽可能减少变电所的建筑面积的原则，采用分散与集中布置相结合的方案。将综合自动化系统的站控层设备、线路保护测控设备、主变保护测控设备、直流系统、通信等二次设备集中布置主控制室内，而将10kV测控保护设备实现下放，分散布置于对应的开关柜上。

综合自动化系统主机按单机单网设置，监控系统工作台放置在主控制室内。

10)根据目前国内技术的发展水平和省内变电所实际运行状况，综合自动化系统立足国内技术及产品，以降低工程造价，并便于售后服务。3综合自动化系统的功能及技术性能指标要求

3.1综合自动化系统的功能设计

本所的综合自动化系统应具有数据采集与处理、控制与调节、防误操作闭锁、远动等功能，具体如下：

1)实时数据的采集与处理功能

通过各测控单元进行实时数据的采集和处理。实时信息包括：模拟量(电压和电流量)、数字量、脉冲量及温度量等一些其它信号。它们来自每一个电气单元的PT、CT断路器、隔离开关和保护设备以及直流、所用电系统等。被采集的实时数据，经过必要的预处理后送往站级计算机。

2)报警处理功能

对变电所的运行工况和设备状态进行自动监测。当变电所有非正常状态发生及设备异常时，系统能及时在当地或远方发出事故音响或语音报警，并在CRT显示器上自动推出报警画面，为运行人员提供分析处理事故的信息，同时还应将事故信息进行打印记录和存贮。

3)事件顺序记录(SOE)

能以2ms的分辨率记录对变电所内的继电保护、自动装置、断路器等在事故时动作的先后顺序作自动记录。并能够在CRT上显示及在打印机上打印。

4)控制功能及防误操作闭锁

a)综合自动化系统的控制调节功能包括：

·断路器的分、合操作

·隔离开关开关的分、合操作

·主变压器有载调压分接头调节

·主变压器中性点接地刀闸操作

·电容器组投切

·微机保护装置的远方软压板投运及远方复归信号

·按不同的操作权限由远方修改保护及自动装置的定值

接地刀闸、直流及所用电设备、UPS电源、消防保安设备等不作为遥控对象，只监测。

b)控制功能要求

综合自动化系统具有遥控操作、站控操作、间隔层强电后备操作三种控制操作方式，可任意选定其中的一种控制操作方式控制某一被控对象，但同时闭锁另外两种控制操作方式。

·对主变压器分接头及电容器投切控制，采用远方控制中心遥控操作、就地自动调节和人工操作三种方式。就地自动调节通过独立设置的电压、无功自动控制装置完成。

·110kV线路测控装置配置同期功能。

·各种操作应具备选择、返校、分步执行等安全闭锁，应装设保密和软硬件锁定设施，赋予不同的操作员以不同的操作密码口令和不同的操作权限。

c)防误操作功能要求

本变电所采用微机防误闭锁方式，由综合自动化系统统一进行操作预演，并应考虑当系统控制失灵时，具备紧急解锁的应急措施。

5)系统管理记录功能

对监控范围内的断路器的正常操作及事故跳闸次数、主变压器分接头调节档次及次数、电容器投切、监控设备的投退、通道的异常、主要设备的异常及各种运行操作进行自动记录。

6)在线统计计算功能

根据现场采用数据，可实现以下在线统计功能：

·有功功率、无功功率及电压的日、月和年最大最小值及出现的时间

·累计有功和无功分时电量，并完成电量平衡报表

·主变压器负荷率及损耗计算

运行人员可根据运行实际需要利用数据库进一步开发在线统计功能。

7)画面显示和打印功能

通过CRT以主接线、运行曲线、棒图、表格工况图、状态图、配置图等形式实现监视变电所的运行工况。要求不仅能显示一次系统的运行工况，也能显示二次系统的运行工况。主要有：

·变电所总的一次系统的单线图，仅显示状态

·变电所总的一次系统的单线分区图，除显示状态外，还可显示实时运行数据

·所用电和直流系统状态图，可显示实时运行数据

·变电所控制画面

·变电所综合自动化系统运行工况图

·变电所间隔层设备运行工况图

·模拟光字牌(软光字牌)

·二次保护配置图

·离线的保护压板图

·电压棒图和趋势图

·遥测一览表

·电量一览表

·实时和历史告警表

·实时和历史事件顺序记录表

·实时和历史操作一览表

·实时和历史系统自诊断一览表

·实时和历史保护信息一览表

·电量平衡表

·开关正常及事故跳闸次数统计表

系统通过完善的报表和画面编辑工具，运行人员可根据需要进一步编辑制作表报和画面。

CRT上显示的内容（包括统计报表）均可进行随机打印、召唤打印、定时打印。

8)数据库的在线修改功能

随着现场信号的调整或现场运行的需要，可在线对各种测点的定义〔如：测点名称、工程量变换关系〕进行相应的修改，并显示、打印记录所修改的结果。

9)与调度通信功能(远动功能)

综合自动化系统应能向地调传送远动信息和进行数据通讯，设置与地调通信的软、硬件模块，其功能和技术指标应满足与调度之间的信息传送要求，并满足调度通讯规约要求。应能正确接受远控中心下达的各项命令，并向其上送变电所的实时工况、运行参数及调度管理必需的有关信息。

10)与保护通信功能

综合自动化系统能与微机保护装置通信，确保保护动作信息、故障信息、保护定值等能上送至站级工作站和调度中心。

11)管理功能

管理功能主要指操作票和一些设备工况报告、设备档案的编制和调用。

·操作票的编制

能通过在计算机显示屏的一次接线图进行模拟操作后自动生成操作票，也可以通过交互式编辑生成。操作票的内容包括标题、设备名、操作信息等构成，它可由运行人员或工程师用键盘在线输入的交互式方式进行编辑、修改、删除、更新、并能存储、检索、显示、打印。

·设备工况报告编制

运行人员或工程师以在线键盘输入的交互方式可编辑设备的运行、测试、接地、锁定等工况报告，对这些报告可以进行修改、检索、显示、打印。

·设备档案的管理

对各种齐备的资料、参数、运行历史，可用文件方式予以保存，能由用户修改、检索、显示。数据库格式由用户在设计联络会上提供。公司完成数据库与主接线画面的连接。

12)时钟同步功能(GPS对时)

综合自动化系统应能接受卫星同步信号，系统时钟能采用GPS对时和远方调度对时2种方式，以保证综合自动化系统时钟与调度系统时钟同步。

13)自诊断、自恢复和自动切换功能

能在线对自身的硬件、软件故障自动诊断，并给出自诊断信息供维护人员及时检修和更换。

当由于某种原因导致系统死机，能实现无扰动的软硬件自恢复。保证系统仍正常可靠运行。3.2系统技术性能指标要求

本所综合自动化系统的技术性能指标要求如下：

3.2.1数据采集指标

1)模拟量采样

a)直流化采样时，输入标称值为DC4~20mA(电流型)；-5~0~+5V(电压型)

b)交流化采样时，输入标称值含：1A(5A)、100V(57.7V)、50Hz；

电气量采样周期：1~5S可选；测量精度：≤0.5%；

非电气量采样周期：1~30S可选；测量精度：＜3%；

2)开关量输入：

输入形式：无源接点；状态变化量采集周期：≤2S

异常报警量采集周期：≤1S；事件顺序记录(SOE)分辨率：≤2mS；

3)脉冲量：

负载能力：＞10mA；每个脉冲的宽度：50mS~100mS；

累计误差：5000个脉冲±1个脉冲；

输入形式：有源脉冲；

4)数字量输入BCD码

5)非电量测温方式：

三线制(RTD)热电阻电桥原理测量–50℃~+100℃；

温度变送器测温

6)开关点输出：

输出形式：继电器无源空接点；

输出接点容量：DC220V，5A。

3.2.2系统技术指标：

1)系统可靠性指标

a)自动化系统中各装置平均故障间隔时间MTBF≥10000h(取主机、前置设备、外部设备的MTBF平均值)；

b)遥控正确率：≥99.99%；

c)遥调正确率：≥99.9%；

d)遥信正确率：≥99%；

2)系统实时性指标

a)控制命令响应时间＜3S；

b)85%实时画面响应时间≤2S，其他画面响应时间≤5S；

c)实时数据和信号变位响应时间＜2S；

d)人机对话到更新数据和画面的响应时间2～10S；

e)报警响应时间2~5S可调。

3)系统可扩充性指标

a)CPU平均负载率按远景考虑＜50%；

b)存贮设备平均备用容量按远景考虑＞40%；

4)系统可用性指标

系统的年可利用率≥99.8%

5)系统可维修性指标

系统的平均维修时间（MTTR):不大于1小时

6)抗干扰性能指标

a)抗辐射电磁场干扰能力

应能满足国标GB/T14598.9-1995<<辐射电磁场抗干扰试验>>规定的要求。对于布置在控制室内的设备抗辐射电磁场强应达到I级：1V/m；对于布置在开关柜上的设备抗辐射电磁场强应至少达到III级：10V/m；

b)抗快速瞬变干扰能力

对于布置在开关柜上的设备应能承受IEC255-22-4标准规定的IV级（4KV〕快速瞬变干扰。

c)抗高频电气干扰能力

应能承受国标GB6162规定的干扰试验，试验电源频率为100kHz和1MHz,试验电压为共模2500V,差模1000V的衰减振荡波。试验时应给被试验装置预先加直流电源，按GB6162第3.3条表3所列条件下叠加干扰试验，装置应无误动或拒动现象。

d)抗冲击电压干扰能力

在正常试验大气条件下，装置的直流电源输入回路、交流输入回路、输出触点回路对地以及回路之间，应能承受1.2/50us的标准雷电波的短时冲击电压试验，开路试验电压5KV,装置应无绝缘损坏。

7)GPS对时精度：

·站级工作主站间、间隔层测控装置：1ms

·继电保护装置：2-3ms

8)使用环境

·环境温度：

站级工作站：0～40℃间隔层设备：-10~+55℃·相对湿度：5%~95%

4.综合自动化监测范围

4.1综合自动化监测对象

4.1.1监控对象

·全所断路器

·110kV系统隔离开关

·主变压器有载调压开关

·主变压器中性点接地刀

·10kV无功补偿装置

4.1.2监测对象

1)模拟量

·110kV线路三相电流、有功功率、无功功率

·110kV分段断路器三相电流（远期）

·110kV母线电压、零序电压

·主变110kV侧一相电流

·主变10kV侧三相电流、有功功率、无功功率；

·10kV线路三相电流、有功功率、无功功率

·10kV分段断路器三相电流（远期）

·10kV电容器三相电流、无功功率

·10kV母线电压、零序电压

·10kV所用变三相电流、零序电流

·所用电400V侧二段母线电压、分段电流；

·220V直流系统母线电压

·48V通信直流系统电压

·主变压器油温

2)数字量

·全所断路器信号

·110kV隔离开关位置信号

·110kV接地刀闸位置信号

·110kV线路保护动作信号

·主变有载调压开关位置信号

·主变中性点接地刀闸位置信号

·主变压器保护动作信号

·10kV线路保护动作信号（电缆出线，无重合闸）

·10kV线路低周减载动作信号

·10kV分段保护动作信号（远期）

·10kV电容器保护动作信号

·10kV所用变保护动作信号

·安全自动装置动作信号

·主变压器预告信号

·断路器故障信号

·110kV电压互感器切换位置信号

·10kV电压互感器切换位置信号（远期）

·直流系统异常信号

·通信设备告警信号

·消防自动报警系统信号

·远动通道故障信号

·其他信号

3）脉冲量

·110kV线路有功电度、无功电度

·主变10kV侧有功电度、无功电度

·10kV线路有功电度、无功电度

·10kV电容器无功电度

·10kV所用电有功电度

4.2本所综合自动化监测对象规模及信息量统计本所监控监测信息量统计如下：

测点类型数量模拟量开关量脉冲量控制调节量

本期数量1101513356

远期数量19229560112

具体项目如下：

1)遥测及监测信息统计表1模拟量信息统计

序号监测对象遥测量本期数量终期数量备注

1110kV线路Ia,Ib,Ic,P,Q5×25×4

2110kV分段断路器Ia,Ib,Ic3×1

3110kV母线Va,Vb,Vc，3Vo4×14×2

4主变110kV侧Ia,1×11×2

5主变10kV侧Ia,Ib,Ic,P,Q5×15×2

610kV线路Ia,Ib,Ic,P,Q5×125×22

710kV分段断路器Ia,Ib,Ic3×1

810kV电容器Ia,Ib,Ic,Q4×14×2

910kV接地兼所用变Ia,Ib,Ic,Io4×1+3×14×2

1010kV母线Va,Vb,Vc，3Vo4×24×2

11所用电源400V侧VI,VII,I3×23×2

12220V直流系统V,I1,I23×11×1

13主变本体主变油温1×11×2

1448V通信直流系统V1×11×1

小计110192

2)遥信及监视信息统计表2断路器及隔离开关位置信息统计

序号监测对象本期数量终期数量备注

1断路器位置信号（双位置）19×236×2SOE

2110kV系统隔离开关1×61×14

3110kV系统接地刀闸1×91×20

4110kVPT隔离开关1×11×2

5110kVPT接地刀闸1×21×4

6主变中性点接地刀闸1×11×2

7主变有载调压开关位置信号17×117×2

小计74148

表3保护及自动装置动作信息统计

序号监测对象本期数量终期数量备注

1主变压器保护动作信号（差动、后备、本体瓦斯、调压装置瓦斯）4×14×2SOE

2110kV线路保护动作3×23×4SOE

310kV线路保护动作信号1×121×22SOE

410kV线路低周减载动作信号1×111×22SOE

5110kV分段断路器保护动作信号1×1SOE

610kV分段断路器保护动作信号1×1SOE

710kV电容器保护动作信号1×11×2SOE

810kV接地兼所用变保护动作信号1×21×2SOE

9110kV备自投动作信号1×11×2SOE

1010kV备自投动作信号1×1SOE

小计3773

表4预告信号及其他信息统计

序号监测对象本期数量终期数量备注

1主变预告信号8×18×2

2断路器故障信号1×191×36

3继电保护装置故障总信号11

4110kV电压互感器切换位置信号4

510kV电压互感器切换位置信号4

6直流系统异常22

7通信系统告警信号11

8远动通道故障信号11

9消防控制系统告警信号11

10PT回路断线（每段母线1个）1×31×4

11UPS电源中断11

12控制方式信号(遥控、当地、手动）33

小计4074

3)脉冲量统计表5电度量统计

序号监测对象本期数量终期数量备注

1110kV线路有功电度、无功电度2×22×4

210kV线路有功电度、无功电度2×122×22

3主变10kV侧有功电度、无功电度2×12×2

4电容器无功电度1×11×2

5所用电有功电度1×21×2

小计3360

4)控制调节量(遥控及遥调量)统计表6遥控及遥调量统计

序号监测对象本期数量终期数量备注

1断路器分合2×192×36

2110kV系统隔离开关分合2×62×14

3110kVPT隔离开关分合2×12×2

4主变调压开关位置升降2×12×2

5主变中性点刀闸分合2×12×2

小计56112

5)远动信息量统计表7远动遥测量统计

序号监测对象遥测量本期数量终期数量备注

1主变110kV侧Ia,1×11×2

2主变10kV侧Ia,P,Q,Wh,Varh5×15×2

3110kV线路Ia,P,Q,3×23×4

4110kV分段断路器Ia1×1

5110kV母线电压Va,Vb,Vc3×13×2

610kV线路Ia，P2×122×22

710kV分段断路器Ia1×1

810kV电容器Ia,Ib,Ic,Q4×14×2

910kV接地兼所用变Ia,Io2×1+12×2

1010kV母线Vac，3Vo2×22×2

11所用电源400V侧VI,VII2×22×2

12220V直流系统V1×11×1

13主变本体主变油温1×11×2

1448V通信直流系统V1×11×1

小计57100

表8远动遥信量统计

序号监测对象本期数量终期数量备注

1断路器位置信号19×136×1SOE

2主变中性点接地刀闸1×11×2

3主变有载调压开关位置信号17×117×2

4主变压器保护动作信号4×14×2SOE

5110kV线路保护动作总信号3×23×4SOE

610kV线路保护动作总信号(分段发)12SOE

710kV线路低周减载动作信号(合并发)11SOE

8110kV分段断路器保护动作信号1SOE

910kV分段断路器保护动作信号1SOE

1010kV电容器保护动作信号1×11×2SOE

1110kV接地兼所用变保护动作信号1×21×2SOE

12110kV备自投动作信号1×11×2SOE

1310kV备自投动作信号1×1SOE

14主变预告信号(合并发)12

15断路器故障信号(分段发)34

16继电保护装置故障总信号11

17直流系统异常和UPS电源中断22

18通信系统告警信号11

19消防自动报警系统信号11

20PT回路断线（每段母线1个）34

21控制方式信号(遥控、当地、手动）33

小计69124

表9遥控及遥调量统计

序号监测对象本期数量终期数量备注

1断路器分合2×192×36

2主变调压开关位置升降2×12×2

3主变中性点刀闸分合2×12×2

小计4280

5综合自动化系统的几点说明5.1保护与综合自动化系统的关系

由于继电保护在保证电网安全稳定运行方面起着重要的作用，因而决定了它在整个系统的特殊重要性和十分明显的相对独立性。综合自动化系统绝不能降低继电保护的可靠性。本设计对综合自动化与继电保护的相互关系作以下考虑。

1)继电保护按被保护的电力设备单元(间隔)分别独立配置，直接由相关的CT及PT输入电气量。动作后由接点输出，直接跳相应的断路器，即保护装置有独立完整的保护功能，完全不依赖于通讯网。此外，保护装置在必须有自己独立的跳合闸回路及相应的保护出口压板的同时，其面板上要有必要的动作信号，告警信号等显示，以充分保证在本所监控系统失效时，继电保护装置仍可单独继续使用。

2)为避免不必要的硬件重复，以提高整个系统的可靠性和降低造价，对于10kV设备，根据目前已有运行经验，可采用保护测控装置，但不以此而降低保护装置的可靠性为前提。另对此类装置保护CT回路和测量CT回路分开，以保证保护的要求及测量精度的要求。

3)各类保护除本身保护功能满足规程要求外，还应与系统实现通信，以实现下述功能：

·接受系统的查询，如保护定值查询，保护状态(功能投入)查询。

·保护装置传送事件报告，自检报告给系统。

·对保护装置修改时钟及对时。

·远方复归保护信号。

·远方修改定值和软压板投退保护功能，本设计考虑到变电所保护装置的重要性，对远方修改定值推荐采用切换定值组的方式。

4)综合自动化系统与保护设备的通信方式如下：

保护设备与系统通信的方式可分为三大类：①接点输入方式、②串行通信方式、③网络通信方式。具体实现方式如下：

·对于仅能提供接点输出的保护装置，将其接入相应间隔的测控装置或公用开关量采集装置，然后接入网络。

·对于已设置有RS485串口的保护设备，如果其遵循IEC60870－5－103标准规约则将其串口直接接入网络（当采用RS485总线网时〕或经规约转换接入网络（当采用非RS485总线网时〕。

·对于已设有串口(RS232、RS422、RS485)的保护设备，其不遵循IEC60870－5－103标准规约，则可经规约转换接入网络。5.2综合自动化系统的远动功能实现

5.2.1当地监控与远动共用数据采集，取消专用RTU装置。

在系统中设远动工作站或远动通信工作站，共用间隔层测控设备采集数据，真正实现全所数据综合采集、统一管理。本所不设专用RTU装置。

分层分布式综合自动化系统每个间隔的I/O单元可完成间隔层的数据采集功能(相当于分布式RTU装置完成的功能)。远动工作站或远动通信工作站从现场工业实时网上采集远动所需的各种数据，包括与网络相连的保护装置的有关信息，它需完成所内外不同格式的信息转换，所内遵从现场总线网的规约，所外要遵循远动通信规约与调度主站实现通信。

取消专用的RTU装置的原因：

是否可取消专用的RTU装置，主要取决于变电所综合自动化系统是否能满足调度主站对远动信息实时性、正确率及精度的要求：

a)遥测量的指标如下：

遥测误差不大于±1.5%，越死区传送整定最小值不小于0.5%

b)遥信量的指标如下：

正确动作率不小于99%，事件顺序记录系统分辨率小于2ms。

遥控正确率不小于99.99%，遥调正确率不小于99.9%。

c)实时性指标如下：

遥测传送时间不大于3s

遥信变化传送时间不大于2s

遥控、遥调命令传送时间不大于4s

综合自动化系统的远动信息应采取“直采直送”的方式，即将远动工作站挂在间隔层的实时工业网上，采取监听方式通过该网获得间隔层I/O单元采集的实时信息，进行规约转换后送往各调度主站，满足调度主站对信息实时性的要求。对于实时性指标的实现，以往的系统方案之所以不能满足实时性的要求，是因为它采取在变电所层的上位网挂远动通信管理机，远动信息需经多道处理转发，才能送至远动通信管理机，造成延时过长。

I/O单元交流采样能满足遥测量精度的要求，遥信、遥控的正确率也能保证。

远动通信工作站或远动工作站直接从现场总线网上采集远动数据向调度转发，可充分满足调度对远动数据实时性的要求。调度远方操作时下发的遥控遥调值指令，通过通信工作站向网上广播，由变电所监控主机向操作对象的保护测控装置下发操作指令完成具体操作执行。

5.2.2远动数据向XX地调发送。

根据统一调度、分级管理的原则，本所远动数据向XX地调发送，远动信息的内容按无人值班变电所运行要求配置，通信规约采用部颁CDT规约SC1801V6.0版规约，远动通信速率600bps，通过光纤路由发送至XX地调。5.3通信与综合自动化系统的关系

综合自动化系统的远动通道的选择和路由的组织应根据通信网现状并结合通信规划确定，同时应满足远动通道的技术要求，保证变电所可靠实现无人值班。本所采用光纤通信方式。

通信监控纳入综合自动化系统，通信设备的告警信号以接点的方式接入公用采集装置，通信电源可通过接点接入公用采集装置。监控系统可监测所内通信设备的运行状况。这样可进一步优化所内的运行管理。

此外，所内通信设备如有自成一体的完善的网管系统并带RS485串行通信等接口时，则可经过规约转换接入所内综合自动化系统，实现真正意义上的所内变电二次(保护、控制、测量、远动、通信等)的全面微机监控。5.4综合自动化系统的人机接口设备设置

由于无人值班变电所的监视和操作主要都是在远方控制中心完成的，所以本设计认为XX110kV变当地监控的人机接口设备及人机联系功能可适当简化，但不宜取消。其理由是，对变电所的控制、巡视、故障处理，需要建立在具有充分数据及信息的基础上，而远动信息是有限的，支持远方站完成这类功能的数据也不充分，它不可能代替所有变电所完成其全部监视、操作功能，同时考虑到目前操作队可配置的人员素质的实际情况，要求综合自动化系统应具备直观、简便、可靠的监视和操作手段，尽可能快的反映变电所的运行工况、设备状态。因此当地监控仍需配置必要的人机接口设备和较强的人机接口功能，而不宜取消。

5.5综合自动化系统与计量系统的关系

本所电能计量表计独立设置。本所关口计量点设置在主变110kV侧，配置0.5级多功能电能表，关口电能表集中在主控制室内组屏，出线配置1级多功能电能表，公用测控装置采集其脉冲量输出，电度数据向调度转发。其它10kV出线配置1级多功能电能表，相应保护测控装置采集脉冲量输出。所有电度数据在监控数据库中处理存储并制表输出。本期工程暂不设置计量系统，其记录存储功能由监控数据库完成。5.6综合自动化系统与消防自动报警系统的关系

本所独立设置1套消防自动报警系统。综合自动化系统与消防自动报警系统的通信连接由于需要专门编程连接，成本太高不予采用。设计考虑消防自动报警系统仅提供报警输出接点至公用测控装置，该信号作为遥信量发送到调度主站实现报警功能。

6.综合自动化方案一

方案一是以南自变电公司的WBX-121E变电所自动化系统为基础，结合本变电所的具体情况所提出的方案，其配置原理图见附图一。6.1系统总体结构

设置全所控制级和现地控制级二层结构，二层之间通过网络互联，称为网络层。现地控制级中保护与测控相互独立；保护单元之间相互独立；测控单元为面向设备的智能模块化单元结构，既可集中安装，也支持分散独立安装。整个变电所二次系统结构非常简单清晰，所有设备仅仅由微机线路保护屏、微机线路测控屏、微机主设备保护屏、微机综合保护屏、面向设备的交流采样装置、控制执行机构构成现地单元控制级，由监控系统构成全所控制级。

1)站控层负责与子站（测控I/O单元、保护I/O单元）的通信和动态数据的汇总，并进行综合处理、历史记录、事件记录、显示、打印；负责与调度端通信。

2)测控单元负责相应断路器、手车（隔离开关）、主变压器、电压母线的完全测控，与一次设备一一对应。模拟量测量采用动态频率跟踪技术和交流采样原理相结合；开关输入量测量采用抗交流干扰的特别算法；开关输出量采用了软硬件多重闭锁，并可自检；通信具有调试和运行两种方式；运行方式用RS485与现场总线相连，接受主机层的查询。测控I/O单元，模件分为电源模件、交流模件、MPU模件、控制出口模件、遥信模件；A/D通道、基本的开关输入量、遥控遥调、通信驱动等电路全部集成在MPU模件上，该模件与控制出口模件、调压箱、交流回路、开入量、通信现场总线完全隔离，因而具有很强的抗干扰能力，模件内的看门狗电路当程序由于意外原因飞溢时会及时可靠复位MPU和相应电路，并能监视控制回路断线、A/D通道故障、开出通道故障、开入通道故障等。每个单元有一组串行通信口，可以切换为RS-232（调试使用）和RS-485（上现场总线并隔离）两种工作模式。

3)子站单元本身也是一个完整的系统，子站内前置机与测控单元、保护单元联成子系统，并接受站控层的查询。当子站与主站距离较长时可采用RS-422或调制解调器驱功。

4)保护单元独立完成特定的保护功能，如线路保护、变压器保护、母联保护、电容器保护、备自投、母线保护、低周减载；保护与监控之间根据接口的性能，可直接上现场总线或经管理单元再上现场总线。当保护单元没有通讯功能时，则可由无源接点信号送往监控I/O单元检测。6.2系统配置方案

1)站控层设备为当地监控主机，按单机配置。远动通信工作站与主机并为一体，配置1个MODEN与调度主站通信。主机工作台上配1台21寸彩显和1台宽行打印机。

2)间隔层设备按集中与分散相结合的原则，110kV线路、主变压器及所用公用设备的保护与测控装置集中布置在控制室内，便于巡视及维护；10kV母联及馈线等的保护测控分散至就地设备开关柜内，以节省二次电缆。

*主变压器间隔配置WBZ-02变压器保护装置和WZZ-121测控装置。WBZ-02由三部分组成：差动保护单元、后备保护单元、开关量保护机监控单元，三个部分在电气结构上互相独立，通过串行接口通信连接，保护功能齐全，可靠性高。WZZ-121测控装置完成主变双侧遥测、遥信、遥控功能。

*110kV线路配置WZZ-121线路测控装置，用以完成对线路开关的控制和对线路电压、电流、有功、无功的测量及电度量的计算。鉴于本所本期的2回110kV线路，1回从磨石变来，1回从宝双线T接，其保护配置与型式需与对侧统一，故本设计暂未将其纳入综合自动化系统的配置范围。既另外配置，单独组屏，只与综合自动化系统接口。

*10kV线路配置WXB-123线路测控保护装置，装设在10kV配电室开关柜。

*10kV电容器配置WRZ-123电容器测控保护装置，装设在10kV开关柜。

*10kV所用变配置WZZ－121所用变测控保护装置，装设在10kV开关柜。

*配置WBZT-121型备用电源自动投入装置和电压切换装置。

*配置MLX98S小电流接地检测装置。

*配置WZZ-121公用测控装置2套，完成公用部分的遥测、遥信。

3)所内通信网是通过WBX-121E综合自动化系统，将保护、测控、远方调度连接起来的。保护与WBX-121E综合自动化系统通过RS-485和现场总线连接；测控与WBX-121E综合自动化系统也通过RS-485和现场总线连接；远方调度与WBX-121E综合自动化系统通过调制解调器连接。所内集中式组柜的保护装置、监控装置，或者分散安装于开关柜上的保护、监测现地单元也可采用光纤与综合自动化系统通讯。

6.3系统设备汇总（按本期配置）名称配置数量说明

监控主机部分HP/PIII500主机(RAM128M、HDD8.3G、FDD1.44M软驱、40XCD)1

显示器：NEC21寸，1280X10241

打印机:HP120C1

调制解调器1

UPS电源:1KVA/2H1

GPS时钟1

软件（操作系统、监控软件、远程维护软件）1

110kV线路测控柜WZZ-121型测控装置2远期2块柜

主变保护测控柜WBZ－02主变保护装置1远期2块柜

WZZ－121测控装置（高低压侧各1套）2

WZH-121有载调压装置1

操作箱及打印机

公用柜1中央音响装置1

WZH－121管理装置1

WZZ－121公用测控装置2

110kV/10kVPT切换装置2

温度变送器1远期2套

直流变送器2

公用柜2WBZT－121型110kV备用电源自动投入装置1

WBZT－121型400V备用电源自动投入装置1

公用柜3WJK-01型微机接口装置1

小电流接地检测装置1远期2套

10kV保护测控装置WXB－123型10kV馈线保护测控装置12远期22套

WRZ－123型10kV电容器保护测控装置1远期2套

WXB－123型10kV所用变保护测控装置2

WXB-123型10kV分段保护测控装置1

FCN－2000光纤接口装置2

光纤通信网络光缆

7.综合自动化方案二

方案二是以北京四方公司的CSC2000变电所自动化系统为基础，结合本变电所的具体情况所提出的方案，其配置原理图见附图二。7.1系统总体结构

CSC2000变电所综合自动化系统的设备配置分成两个层次，既变电站层和间隔层。变电站层既站级主站层。站级工作站由操作员工作站、远动主站及工程师工作站组成，取消了常规控制、模拟屏等。间隔层是继电保护、测控装置层。它对相关设备进行保护、测量和控制。各间隔单元保留应急手动操作跳、合手段，各间隔单元互相独立，不互相影响。此系统可在控制室集中组屏，也适用于间隔层设备分散在开关场继电小间、开关场柜、开关柜布置，以间隔为单位，继电保护、测量和控制装置统一组屏设计。

1)站控层即工作站层，包括当地监控主站、远动工作站等。远动工作站与当地监控主站相互独立，一个退出不影响另一个工作，他们通过总线共享站内的所有信息。当地监控主站以图形显示、报表打印、语音报警等各种方式对系统运行状况进行实时监视，测量、记录并处理各种信息，实现可控装置的控制调节等。远动工作站向调度端传送远动信息及数据，并接受来自调度端的遥控、遥调命令。

2)间隔层设备原则上按一次设备组织，分布式布置。间隔层设备完成保护、控制、测量、通信等功能。各间隔的设备相对独立，仅通过站内通讯网互联，并同变电站层的设备通讯。为提高全所的工作可靠性，继电保护功能不依赖于所内通讯网，同时保护测控装置上保留了简易的强电控制功能，保证了万一在微机通讯系统失效时仍可运行和操作。

3)所内通信网采用总线型网，变电站层设备和间隔层设备均挂在该总线上，全所所有信息均通过该网络进行数据的交换和命令的上传下达。常见的单层型网络一般采用载波侦听多路访问及冲撞检测（CSMA/CD）法作为网络的通信规约，其网络存取控制方法采用随机存取法，各子站不存在主从之分。7.2系统配置方案

1)当地监控主站采用主频大于300M的工控机,配单通道PCLPA卡(LON卡)1个,PCL725开入开出卡1个及光驱、软驱、打印机、UPS电源、工作台等，它是系统中主要的人机接口，是整个变电所综合自动化运行的中心。它通过监控网获得全所各种信息，进行数据的存贮、分析，通过后台机可接受操作中的输入控制。另本所如需要简化当地监控的人机设备及功能，则配CSM112B，由单片机构成的监控主站。运行维护人员通过便携机查看全所信息和进行操作控制。

该监控主站还提供了二付空接点，可直接连接蜂鸣器和警铃。以实现整个变电所的事故报警和预告信号功能。

2)CSM300C远动工作站采用32位标准工业控制微机，主频大于300MHZ,其具有1发3收功能，实现多主站通信的多数据库管理，支持多种常用远动规约（SC1801、u4F、CDT、DNP3.0等)。

远动工作站具有SOE功能，具有命令接收和校核执行（断路器分合及分接头升降）功能，具有信号变位、越死区判定、误差控制功能。具有自检、自诊断和自恢复功能，接收GPS对时。

3)间隔层公用测量与控制:配CSD12A1台，CSD22A1台，CSN022A2台。

其中CSD12A为综合采集装置，可完成本所10kV母线PT电压，包括开口三角形电压及所用变交流380V的测量，可完成3路直流电源电压及主变温度的测量及42路遥信量的采集(例如火警信号、直流柜信号、PT切换信号等〕。另还有4组开出量可用于分布式装置未能覆盖的控制功能。

CSD22A为集中测量装置，可采集8路电压量、8路电流量、20路开关（脉冲〕量，可完成主变各侧模拟量的测量，主变10kV侧