110kV金谷园智能变电站现场规程(试行版)

洛阳供电公司金谷园数字化变电站运行规程批准：审核：审核：校对：编制：2007-12-20发布2008-1-1实施前

言金谷园变电站于

2008年年初进行了数字化改造，目前已投入运行，数字化改造后，站内采用了先进的一次高压

PASS

M0开关设备＋智能接口设备，实现一次开关设备的智能化、采用电子式互感器实现数据采集，二次部分通过过程层网络代替传统电缆传输实现数据的采集和控制命令的传送，保护、测控、电能计量等设备均满足

IEC

61850标准通信规约，通过过程层网络实现信息共享并完成多种网络化保护设计、后台系统实现

IEC

61850规约统一建模，进一步提高变电站自动化运行水平。为确保变电站安全、可靠、经济运行，适应数字化变电站管理要求，并为运行值班人员及操作人员提供准确、可执行的运行维护依据，根据国家及电力行业的相关规程和规章制度，结合金谷园变电站现场设备的特点编写本规程。如本规程与上级有关规程，制度有抵触时，按上级规程制度执行。——本规程由变电运行部提出；——本规程批准：——本规程审定：——本规程审核：——本规程主要编写人：2纲

要1、一次设备部分1.1

本站设备调度范围的划分1.2

一次设备运行方式1.3

站内一次电器设备组成及作用1.4

变压器的运行规定1.5

110kVPASSMO组合电器的运行规定1.6

110kV光电互感器（PT、CT）的运行规定1.7

110kV隔离开关的运行规定1.8

110kV避雷器的运行规定1.9

110kV母线的运行规定2、继电保护及安全自动装置部分2.1

WXH-811B微机线路保护装置2.2

WCH-821B充电保护装置（金

110及

110kV进线备自投）2.3

FCK-851B测控装置2.4

WZH-831B综保装置2.5

X7210（110kV）数字式变压器保护装置2.6

X7110(110kV及以下)数字式线路保护装置2.7

光电互感器合并器2.8

保护屏背后空开说明2.9

压板说明2.10

整体运行、操作注意事项3、变电站自动化监控系统部分3.1

在线监控使用说明3.2

远动系统使用说明3.3

工程师站使用说明3.4

电压无功综合调节系统3.5

网络连接4、防误闭锁装置运行管理规定5、站用电及直流系统部分5.1

380V站用电及直流系统介绍5.2

380V站用电及直流系统正常运行方式、网络构成5.3

交直流保险配置5.4

站用电及直流系统巡视检查、运行维护、异常处理及注意事项5.5

站用电及直流系统各装置使用方法及注意事项6、其它设备部分7、附录31、一次设备部分1.1

本站设备调度范围的划分1.1.1地调调度的设备：金

110kV设备、金

1主变、金

2主变、金

3主变、金

10kV母线及所属设备、金

10kV分路、金

1电容器、金

2电容器、金

3电容器、金

4电容器、金

1消弧线圈、金

2消弧线圈。1.1.2城区集控中心东区操作队调度的设备：金

1所用变、金

2所用变。1.2

一次设备运行方式金谷园变电站经过改造后，目前

110kV线路

4条，分别为

1、2陡金，1、2朝金线，正常运行时由

1、2朝金带南、北母运行，110kV母联金

110开关投入，现有主变

3台，1#主变运行在南母，3＃主变运行在北母，2＃主变跨接在南北母线，10kV母线

3段，正常时分列运行，检修或停运时由相邻主变接母联带负荷。1.3

站内一次电器设备组成及作用金谷园变电站

110kV断路器、隔离/接地开关（1陡金

2、2陡金

2、1朝金2、2朝金

2、金

110、金

111、金

112、金

112间隔）采用

PASS

MO组合电器设备，实现对线路、母线、变压器的高压侧进行运行方式的控制。电压互感器和电流互感器电子式互感器，实现对一次系统电压量、电流量的采集，为保护和计量回路提供电压量、电流量。1.4

变压器的运行规定1.4.1变压器的巡视检查1.4.1.1变压器的正常巡视：1）

变压器各部是否渗油，油位、油色是否正常；2）

油温是否正常，散热器温度是否均匀，油温指示是否正确；3）

声音是否均匀，有无异常响声；4）

各侧套管瓷质部分是否清洁，有无破损、裂纹，放电痕迹；5）

瓦斯继电器内有无气体，漏油，接线腐蚀现象；46）

压力释放阀是否动作，干燥剂是否失效；7）

强油风冷的油泵电机转速是否正常，有无过大震动及异常响声，油流继电器指示是否正确，控制箱内的接头有无发热，灯光指示是否良好；8）

有载调压器指示本体与监视是否一致；9）

外壳各部接地是否良好。1.4.1.2有载调压开关的巡视检查应与主变巡视同时进行，项目如下：1)2)3)4)控制屏上的分接开关位置指示器指示与实际相符；有载调压箱油枕油位指示是否正常；调压箱密封是否良好；调压瓦斯继电器内有无气体，有无渗漏油现象。1.4.2变压器维护项目及周期1)

变压器的套管、本体油箱、调压箱应每半年及变压器事故后取油样化验；2)

变压器调压箱当跳换次数超过

2500次时必须换油；3)

主变风冷装置备用情况下每月应投入试验一次；4)

备用变压器每3月应投入运行24小时。1.4.3变压器投运前及检修后的验收项目1）

检查安装检修各种试验记录，图纸等技术资料正确齐全；2）

变压器上有无遗留物；3）

各部阀门是否打开；4）

各部接线是否完好正确，螺丝是否紧固；5）

各部有无渗漏油，油位适宜，油位监视线清晰；6）

强油风冷系统油泵、风扇电机试运行正常，运转方向正确，备用、

辅助、冷却器自投良好；7）

瓦斯继电器内无气体；8）

保护及二次回路接线正确，经传动试验动作信号良好；9）

各侧套管相别标志正确，明显清晰；10）

有载调压装置，手动或电动调节无卡涩及错位显示，显示数值5与实际位相符。1.4.4变压器运行及操作注意事项1.4.4.1主变压器的运行注意事项：1)变压器外壳上应有铭牌，各组散热器有顺序编号，变压器有设备标志，引出线涂有相色；2)变压器本体和有载调压装置油位指示表计上应有清晰的油位监视线（-30℃

+20℃

+40℃）；3)变压器附近应设置有完好，适当的消防器材，事故排油坑与储畅通，坑内应铺设250毫米厚直径均匀的卵石层，并保持清卫生；油洁、4)变压器呼吸器内应装满合格的蓝色硅胶，在2/3失效变红后应及时更换并添加密封油；5)调6)7)不8)9)新投入运行的变压器在第一个月内应按规定取油样检查，有载压开关箱内油每3个月取一次油样做试验；主变冷却器连通管阀门、本体与油枕阀门正常运行时应开放；正常运行中的变压器上层油温不得超过75℃，事故情况下最多能超过85℃；变压器一次所加电压不得超过相应分接头电压的5%；变压器在规定的冷却条件下负荷可按额定数值运行。1.4.4.2主变允许过负荷1)

主变可以在正常和事故过负荷情况下运行，若有备用变压器禁止过负荷运行；2)主变事故过负荷只允许在事故情况下运行；主变事故过负荷的允许值和持续时间如下：事故过负荷倍数过负荷允许时间（分）1.31.6120301.752.0157.563)主变正常过负荷可以连续运行，其运行值根据过负荷前上层油的温升确定，超过规定位1.4.4.3主变有载调压装置的运行1)2)主变有载调压动力箱控制电源取于风控箱；主变有载调压开关的操作按调度命令由集控站值班人员执行，次改变抽头位置应记录在值班记录本内并填明电压变动数每值；3)调压操作一般应在变压器控制屏上利用“升”，“降”按扭进行。要提高110KV母线电压应按“升”，运行灯亮，调压机构箱切换挡位后红灯熄灭，每按一下分接开关变化一挡，变压器分接开关的档位由分节开关指示器指明分接开关的实际位置。降压操作按“降”；4)有载调压装置操作一档后要详细检查调压后实际位置及室内外是否一致，每调一档后至少间隔一分钟以上才可操作下一档；每调一次有载调压开关的前后，均应检查电压的指示情况并记录。一般情况下110KV系统电压应保持在合格范围运行，即110KV---117KV；5)6)7)当主变负荷大于额定负荷的80%时，禁止进行调压操作；对新接或检修过的变压器，投运前应把调压档位放在规定档位；1.4.4.4主变强油风冷装置的运行1)主变在额定负荷运行时，上层油温不得超过70℃，超过70℃时加强监视并汇报调度；应2)主变运行前风冷装置应手动试验传动运行良好后，将风冷控制手由手动切至自动位置，45℃及以上风扇运转，45℃以下把风扇自3)

负荷控制启动风扇的电流为额定值的67％，按规定进行整定；1.4.5变压器的异常及事故处理动停止；7在有载开关操作过程中，若出现异常情况应作如下处理：1)出现联动滑挡时应按“紧急停车”按钮，调压机构箱内空气开将立即跳闸切断装置电机电源，此时应用手动进行调压；手动调压：取下摇柄，插入电机轴内，升压时按顺时针方向迅摇动摇柄，当听到“卡嗒”一声响后说明已调整一挡，观关2)速察档位柄；指示器应指示在某档位处，降压时逆时针方向摇动摇3)时，远方调压时，分接开关位置指示器已变动各母线电压不改变可到现场电动操作，观察视听机构箱动作情况及调压箱变档位的音响，若无音响则为传动机构故障，应断开电机电源向关领导汇报；调度及有4)调压操作不能进行时，首先应检查电源保险，同时检查调压机箱内的空气开关是否跳闸，若正常而室内外操作都失灵时构应汇报调度及有关领导进行处理。1.5

110kVPASSMO组合电器的运行规定1.5.1PASSMO组合电器的技术参数PASS

MO

SBB

插接式

SF6高压开关装置设备编号1陡金

290447编号制造日期2007年

12月145KV额定电压额定电流2500A额定短时耐受电流（3S）额定峰值耐受电流SF6额定压力SF6报警压力SF6闭锁压力40KV100KA（峰值）0.58MPa0.52MPa0.50MPa8三相

SF6气体总重量设备总重量环境温度36kg1900kg+40℃~-40℃650KV相间、对地断口间750KV额定工频耐受电压相间、对地断口间

275KV315KV额定频率50HZ断路器技术参数额定短路开断电流额定线路充电开断电流额定电缆充电开断电流首相开断系数40KA63A160A1.5额定操作顺序0~0.3S-CO-lmin-CO弹簧操作机构储能电机220V

DC、900W10KA额定失步开断电流分合闸线圈220V

DC、1.1A隔离开关技术参数操作机构电机BES7220V

DC、180W中电（北京）高压电力设备有限公司1.5.2PASSMO组合电器的巡视检查1.5.2.1PASSM0设备断路器位置的确定：1)

控制回路的断路器位置指示或保护装置上断路器位置指示在相应位置；92)

PASS

M0设备汇控柜内断路器红绿灯位置指示在相应位置（红灯亮为合，绿灯亮为分）；3)

PASS

M0设备本体断路器红绿色位置指示器在相应位置（断路器位置指示器表示位置的含义为：红色-闭合/绿色-分开）。1.5.2.2PASSM0设备隔离开关位置的确定：1)

PASS

M0设备就地操作控制箱内隔离开关位置指示在相应位置（红灯亮为合，绿灯亮为分）；2)

PASS

M0设备本体隔离开关红绿位置指示在相应位置（识别组合式隔离开关及接地开关位置标记的含义均为：红色-闭合/绿色-分开）；3)

PASS

M0设备本体隔离开关观察窗内动、静触头在合适位置（动、

静触头接触为合，动、静触头分离为分）；1.5.2.3开关就地操作控制箱内的控制转换开关：其转换开关必须用专用的钥匙打开，其分三种位置状态：就地；就地电动操作断路器、隔离开关；人工：就地手动操作隔离开关；远方：通过后台机或在主控室遥控电动操作断路器、隔离开关；注意：只有转换开关打在“远方”位置时，才能取下该钥匙，设备运行过程中应将开关置于远方位置。1.5.2.4开关的正常巡视项目：1)2)3)4)绝缘体应无破损及放电痕迹；开关本体内部无放电声。各连接处应无发热现象；储能电源正常，操作机构储好能；分、合闸机械指示、电气指示、控制开关操作把手的位置及指示灯的显示与实际相符；5)6)各电源二次空气开关在规定位置；检

查

开

关

本

体

上

的

开

关

、

刀

闸

和

地

刀

的

位

置

指

示

器

的“红、绿”指示与实际相符；7)

操作机构箱的门及开关的门应关闭良好，机构箱无渗水、露10水；8)检查

SF压力表指示在规定范围内；69)开关外壳接地良好，无锈蚀、折断。1.5.3PASSMO组合电器维护项目及周期1.5.3.1维护与维修PASS产品除套管外工作状况基本不受大气环境的影响，而硅橡胶复合绝缘套管具有更强的耐污能力，所以实际上

PASS产品可以长时间免维护运行。1.5.3.2定期检查1)

运行第

1年后：重新紧固所有螺栓连接；2)

每年一次的检查，设备不退出运行，检查下列项目：a.

套管、SF压力表外观；6b.

汇控箱门密封垫；c.

记录断路器操作次数；d.

加热器功能；e.

继电器是否过热；f.

目视检查多极插头、接地连接等，以及设备是否有变形、腐蚀、损伤。3)

每两年一次的检查：除上述项目外，对于操作次数很少的设备，建议进行就地和远方操作各

1次。4)

每五年一次的检查：a.

SF压力表动作值校核；6b.

气室

SF气体水份测量；6c.

操作机构润滑及罩子密封情况检查；d.

机械操作检查；e.

主回路电阻测量；f.

根据环境条件确定是否需清洁套管；g.

检查多极插头、接地连接等，以及设备是否有变形、腐蚀、损伤。111.5.3.3维修设备达到下列条件之一时应大修：1)

5000次操作后；2)

短路开断次数达到下表所列数值：开断次数5000

800

200

89

50

32

20

13

92

5

10

15

20

25

30

35

40短路电流，kA3)

运行

15年后。大修的作业项目见下表。15年之后重复执行下表周期PASSM0维修周期及作业项目进行的工作周期（年）退出运行运部件作业项目行中1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15套管

目视检查压力表目视检查□□★

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★★

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★SF6气室

动作值校核水分测量■■★★★★★★2次分合操作■★★★★★★★*隔离操作机构润滑开关■■■★★★★★机械试验大修记录操作次数□★

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★2次分合操作断■★★★★★★★*路操作机构润滑器■■■★★★★★★★机械试验大修主回路汇控箱测量电阻■■★★★检查门密封总体检查□★

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★★★★加热器功能□□★

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★钢支

材料表面腐蚀架和

重新紧固螺栓接地★★★★□★★★12所有部件目视检查

□

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★注：*-对操作次数很少的设备提出的建议检查项目1.5.4PASSMO组合电器投运前及检修后的验收项目1）

高压试验、SF6微水测试合格并有合格结论；2）

外观检查无损伤及锈蚀痕迹。外壳接地良好。钢架构紧固螺栓应紧固；3）

观察孔玻璃、防爆膜应完好无破损，密封良好；4）

对断路器、隔离/接地开关进行传动试验，操动机构润滑良好且动作正常。机械位置指示、汇控柜位置指示、测控装置位置指示、远动后台位置指示正确一致；5）

对断路器、隔离/接地开关操动机构定位销均已取下，开口销齐全并开口；6）

汇控柜密封良好。汇控柜光纤通道正常无告警信息；7）

SF6密度计校验合格并有合格结论；8）

引线线夹完好无裂纹且螺丝紧固；9）

汇控柜加热除湿器及柜内照明回路能正常投入使用。1.5.5PASSMO组合电器运行及操作注意事项1）PASS

MO组合电器正常运行时汇控柜断路器远方--就地转换开关、隔离/接地远方—就地—手动转换开关应在远方位置。运行人员严禁操作上述两开关。2）运行后

PASS

MO设备汇控柜断路器储能电机回路电源开关不要断开，因为断开此开关可能造成储能电机反转，烧毁电机，损坏设备。1.5.6PASSMO组合电器的异常及事故处理正常操作断路器、隔离/接地开关拒动的原因及查找：a、操作直流电源空气开关跳闸。b、GOOSE通道异常。c、智能终端装置电源消失。d、SF6气体密度下降至闭锁值。13e、传动机构机械故障。f、断路器操动机构弹簧储能回路异常。上述原因除

a、c设法先恢复电源外，均应汇报地调通知有关班组处理。1.6

110kV光电互感器（PT、CT）的运行规定1.6.1光电互感器（PT、CT）的技术参数:OET

711VTZ型

PT技术参数:序号项目数据12345678额定电压110kV126kV50HZ额定最高电压额定频率准确度等级0.2/3P230kV550kV≤20PC1．5V额定工频耐受电压额定雷电冲击耐受电压局部放电额定输出标准值OFT711

ACTP型

CT技术参数序号项目数据123456额定电流400A设备最高电压额定频率126kV50HZ准确度等级额定短时热稳电流额定短时动稳电流0.2S/5TPE/5TPE63KA150KA1.6.2光电互感器（PT、CT）的巡视检查1.6.2.1投入运行后应检查相应指示正常和相应合并器通道灯显示正常1.6.2.2运行中的电压、电流互感器的巡视检查项目：1)各接头接触良好，无松动、发热现象；2)套管无裂纹和放电；3)无异响、异味；4)间隔智能终端箱内端子接触良好；5)间隔智能单元运行正常，端子箱门应关闭良好。141.6.3光电互感器（PT、CT）的异常及事故处理1.6.3.1发现

PT有下列故障现象之一时，应立即汇报调度，得到同意后采用正常操顺序停用

PT：1)高压熔断器连续熔断两次；2)接头或外皮过热；3)套管有破损裂纹。1.6.3.2当发现

PT有下列故障现象之一时，应立即汇报当值调度员，用上一级断路器来退出故障

PT：1）PT内部有较太的劈啪声或其它噪声；2）PT过热严重冒烟，发出臭味；3）线组与外壳之间或引线与外壳之间有火花放电。1.6.3.3停运

PT时，应慎重考虑有关保护及自动装置的切除运行，防止引起保护和自动装置的误动作，计量等方面不应出现异常和遗漏。1.6.3.4当发现

CT有下列故障现象之一时，对

CT二次负载做详细检查，同时检查相应指示是否正常，并立即汇报调度，执行调度命令：1)接头或外皮过热；2)套管有破损裂纹；3)过热严重冒烟，发出臭味；4)内部声音异常。1.7

110kV隔离开关（PT）的运行规定1.7.1运行规定：1.7.1.1隔离开关的引线接头和隔离开关口温度不得超过

70℃。1.7.1.2严禁带负荷拉、合隔离开关。1.7.1.3所有室外隔离开关，禁止解合系统环路电流和接地电流。1.7.1.4操作隔离开关的注意事项：1)操作隔离开关前，必须检查断路器确在分闸位置；2）操作隔离开关应迅速、正确。在操作终了时，不可用力过猛，15避果免过大冲击损坏隔离开关，拉闸时，当刀片离开触头时要迅速断，以便迅速灭弧。3）操作隔离开关应正确使用防误闭锁装置。1.7.2巡视检查1.7.2.1隔离开关的双重编号清楚，无异常响声，接头无过热现象，绝缘子无裂纹、放电现象1.7.2.2检查隔离开关闭锁装置正确，可靠闭锁1.7.3异常及事故处理1.7.3.1发现隔离开关引线过热，应立即汇报当值调度员，加强监视，调整负荷，减低过热情况或按调令停电处理；1.7.3.2发现隔离开关绝缘子有裂纹，应及时汇报当值调度员，并严禁操作此隔离开关；1.7.3.3操作隔离开关发现拉不开时，不许强作操作，应找出抗劲原因，尽力处理并及时汇报当值调度员，暂停操作；1.7.3.4如果发生带负荷误拉隔离开关，已经拉开时，严禁再合上，当误合隔离开关时，在任何情况下，严禁将误合隔离开关再拉开，应立即如实汇报当值调度员，执行调度命令。1.8

110kV避雷器的运行规定1.8.1运行规定:1.8.1.1严禁在装有避雷针、避雷线的构筑物上架设通讯线，广播线和低压线1.8.1.2雷雨天，严禁人员靠近避雷器和避雷针1.8.1.3每周抄录全站避雷器作动作次数记录，雷雨后或事故后，检查避雷器动作次数并作记录1.8.1.4严禁用隔离开关直接切断已接地或有弧光放电的避雷器1.8.2巡视检查1.8.2.1避雷器的瓷质部分应清洁，无破损裂纹1.8.2.2避雷器内部无音响161.8.2.3记录放电记数器动作情况1.8.2.4所有设备的接地线应连接牢固，无断股腐蚀，损伤现象1.8.2.5避雷针构架无弯曲倾斜，底座牢固，铁管和构架无腐蚀1.8.3异常及事故处理1.8.3.1避雷器发现瓷瓶裂纹，引线松动，内部有音响等，应立即汇报当值调度员，加强监视，执行调度命令，作好记录1.8.3.2避雷器发现有异响炸裂或闪络而尚未造成接地者，禁止人员接近，立即汇报当值调度员，执行调度命令，采用断开断路器的方法来切除故障避雷器1.8.3.3避雷器因雷击爆炸，应根据其情况作如下处理：1)如雷击后瓷套管完全粉碎，引线悬空对地放电终止，立即汇报当值调度员，将其停运2)如雷击后瓷套裂纹严重，并对地继续放电应作如下处理：立即汇当值调度员，征得调度同意，断开故障避雷器相应的电源开关，将其停电。严禁用隔离开关直接隔离故障避雷器报1.9

110kV母线的运行规定1.9.1运行规定1)母线清洁、相位标志清楚，无松动、抖动情况2）110kV母线在晴天条件下，不应产生可见电晕3）母线接头温度不应超过

70℃4）新投母线运行前应做三次冲击试验5）瓷瓶无裂纹、破裂、松动、抖动、清洁6）构架应牢固不倾斜，无腐蚀，断裂、弯曲、水泥无脱灰、裂纹1.9.2巡视检查1)注意监视导线的驰度的变化2)检查软母线有无断股、过热、松动现象，硬母线有无松动，过热现象3)检查母线有无振动音响174)检查瓷瓶有无破损裂纹，打火和放电现象5)检查构架有无异常变形，基础下沉现象1.9.3异常及事故处理1)发现接头发热，应立即汇报当值调度员，加强监视，作好记录2)发现瓷质严重破损的瓷瓶，立即汇报当值调度员，作好记录3)母线发生短路故障，应检查瓷瓶，穿墙套管。母线等设备有无明显异常，向当值调度员汇报检查情况4)发现构架异常，被盗要及时汇报当值调度员，作好记录2、继电保护及安全自动装置部分2.1WXH-811B微机线路保护装置2.1.1应用范围及保护配置WXH-811B保护装置主要用于

110kV电压等级数字化变电站的线路保护。WXH-811B装置包括三段相间及接地距离保护、四段零序保护等保护功能，此外，还配置有三相一次重合闸功能。装置配置有

2个与智能一次设备接口的过程层以太网口，支持

IEC61850-9-1或

IEC61850-9-2通讯规约；配置有

2个与站控层通信的以太网口，支持

IEC61850通讯规约。WXH-811B保护配置功能名称三段相间及接地距离四段零序电流WXH-811B√√√√√√三相一次重合闸TV断线后过流保护功能双回线相继速动不对称故障相继速动2.1.2面板布置及键盘说明1)显示屏下方有一个8键键盘，显示屏右侧还有一个复归键键盘中各键功能如下：18“↑”、“↓”、“←”、“→”为方向键；“+”、“-”为参数修改键；“退出”、“确认”、“复归”为命令键2）

指示灯说明屏幕下方排列有六个指示灯，分别是“运行”、“告警”、“跳闸”其它三个“备用”。3）

人机接口采用大屏幕320×240彩色液晶显示屏，画面显示保护软压板的投退情况、当前运行定值区、保护采样值、主接线图、通道状态，重合闸充电情况等，如下图。√

表示软压板投入x表示软压板退出表示通道正常/重合闸充电19表示通道正常/重合闸放电2.1.3菜单操作说明参考《WXH-811B技术使用说明书》2.1.4背板插件说明参考《WXH-811B技术使用说明书》2.1.5运行注意事项1）正常运行时，“运行”指示灯为绿色长亮，当运行灯异常时，应做好记录并立即报告，由相关部门通知厂家相关联系人，处理异常情况；2）正常运行时，“告警”指示灯应保持绿色长亮，当装置运行异常时，“告警”为红色长亮，同时装置屏幕会自动弹出显示框，报告相应告警

事项，应做好告警记录，如果是装置内部告警，如“装置参数出错”、“定值出错”等，应立即报告，由相关部门通知厂家相关联系人，处理装置异常情况，如果外部运行告警，如“TA异常”、“TV断线”、“过负荷”等，应做好记录并通知相关部门处理异常。3）正常运行时，“跳闸”指示灯应保持绿色长亮，当线路出现故障，保护动作跳闸后，跳闸灯为红色长亮，同时面板开关指示为绿色，当跳闸指示灯亮时，应立即报告并做好记录。4）正常运行时，“”SMV通道状态、“GOOSE通道状态”应显示绿色正常，出现异常红色时，应及时记录并报告，通知处理。5）正常运行时，“检修压板”在退出状态，当线路检修时，应投入“检修压板”。6）当弹出事件或告警对话框后，如果已经是确认的信息，可以按“复归”按钮消除对话框，返回初始界面，查看历史记录，祥见操作说明的菜单说明。2.2WCH-821B充电保护装置（金

110及

110kV进线备自投）2.2.1应用范围及保护配置WCH-821B充电保护测控装置实现母联(分段)开关的保护和测控功能，主要用于

110kV及以下各级电压等级的母联(分段)开关的保护。WCH-20821B/R1装置包括充电保护、过流保护、零序过流保护及分段备自投，并含有分布式母线保护功能及测控功能。WCH-821B/R2装置包括充电保护、过流保护、零序过流保护及进线备自投功能。装置配置有

2个与智能一次设备接口的过程层以太网口，支

IEC61850-9-1或

IEC61850-9-2通讯规约；配置有

2个与站控层通信的以太网口，支持

IEC61850通讯规约。WCH-821B装置的保护配置功能名称两段充电保护WCH-821B/R2√√√三段过流保护保护功能三段零序过流保护分段备自投进线备自投√分布式母线保护遥信开入采集、装置遥信变位、事故遥信测控功能正常断路器遥控分合模拟量的遥测2.2.2面板布置及键盘说明同

WXH-811B，图形界面如下图：2.2.3菜单操作说明详见《WCH-821B技术使用说明书》212.2.4背板插件说明详见《WCH-821B技术使用说明书》2.2.5运行注意事项同

WXH-811B2.3FCK-851B测控装置2.3.1应用范围FCK-851B型测控装置是完成间隔层测控功能的设备，主要用于全数字化变电站自动化系统。除了具有测量、控制、监视、记录、同期、间隔层逻辑自锁互锁等传统测控功能之外，还支持分布式备自投保护控制功能，支持

IEC61850协议。2.3.2面板布置及键盘说明同

WXH-811B，图形界面如下图：2.2.3菜单操作说明详见《FCK-851B技术使用说明书》2.2.4背板插件说明详见《FCK-851B技术使用说明书》2.2.5运行注意事项同

WXH-811B2.4WZH-831B综保装置2.4.1应用范围WZH-831B型综保装置是完成间隔层测控及过程层智能接口功能的设22备，主要用于全数字化变电站自动化系统中变压器低压侧，该装置与过程层设备的合并器和智能断路器接口共同完成传统的测控功能。除了具有测量、控制、监视、记录、同期、间隔层逻辑自锁互锁等传统测控功能之外，还支持分布式备自投和分布式母线保护等保护控制功能，支持IEC61850协议。2.4.2面板布置及键盘说明同

WXH-811B，图形界面如下图：2.4.3菜单操作说明详见《WZH-831B技术使用说明书》2.4.4背板插件说明详见《WZH-831B技术使用说明书》2.4.5运行注意事项同

WXH-811B2.5X7210（110kV）数字式变压器保护装置2.5.1应用范围及保护配置X7210数字式变压器保护装置是

X7200系列数字式变压器保护装置的简化版，适用于

110kV及以下电压等级的电力变压器。本系列电量保护装置基本配置设有完全相同的硬件回路，分别完成变压器差动保护及变压器各侧后备保护功能，各种保护功能均由软件实现。本系变压器保护装置的保护配置和各保护时限的跳闸逻辑可在列数字式线编程。2.5.1.1X7211变压器差动保护装置23本保护装置采用独立

4U半层机箱，适用

110KV电压等级变压器的动保护。波形识别的二次谐波原理的差动保护主要包括波形对称制动元件、二次谐波制动元件、比率制动元件、差动速断过流元件、差动和

TA断线判别元件等；同时还包括变压器过负荷启动风冷元差元件件、变压器电力变压多六侧差过负荷闭锁调压元件等,主要适用于

110KV及以下电压等级的器；可实现最多四侧差动保护功能，增加数据集中器可支持最保护功能，并支持变压器本体保护的遥信与遥控功能。2.5.1.2X7212变压器后备保护装置本保护装置采用独立

4U半层机箱，适用变压器

110KV及以下电压级后备保护，保护配置复合电压闭锁过流保护(一段三时限)、复合方向闭锁过流保护(一段三时限)、零序保护、间隙保护、过负荷保护。2.5.2面板布置及键盘说明等1)装置面板上特殊信号灯显示的信息含义:“运行”灯：绿色，正常运行时常亮；有任一保护启动时闪烁。“过负荷”灯：绿色，正常运行时不亮；变压器任一侧负荷电流超过定值。“保护动作”

灯：红色，当有保护出口跳断路器时点亮。“CT断线”灯：红色，正常运行时不亮；“CT断线”或“差流越限”该灯点亮。装置报“差流越限”的几个可能性：①某侧

CT变比时定值整定有误（定值中

CT变比与实际不符）；②某侧额定电压定值24与变压器的实际值

不一致（尤其调压变）；③区外故障切除时间长时。“PT断线”灯：黄色，正常运行时不亮；变压器任一侧

PT三相失压或PT断线时点亮。“告警”

灯：红色，有报警信号时点亮或装置自检有错误时点亮。定值区切换键(减少)定值区切换键(增加)方向键(向左)方向键(向上)回车键(确认)修改键(增加)方向键(向右)修改键(减少)Q

键(放弃)方向键(向下)2)按键操作2.5.3菜单操作说明详见《X7210-使用说明书》2.5.4运行注意事项2.6X7110(110kV及以下)数字式线路保护装置2.5.1保护应用范围及配置X7110数字式线路保护测控装置是以距离保护、零序保护及三相一重合闸为基本配置的成套线路保护装置。本装置采用保护测控一体化设计，各种保护功能均由软件实现。本装置的保护配置可在线编程，可以通过

GOOSE来实现跳闸功能。次并且2.5.2面板布置及键盘说明同

X72102.5.3菜单操作说明详见《X7110-使用说明书》252.5.4运行注意事项2.7光电互感器合并器2.7.1面板布置及键盘说明OEMU701光电互感器合并器装置运行采集1采集2采集3采集4采集5采集6告警采集7采集8采集9合并1合并2同步+-Q复归南京新宁光电自动化有限公司该合并器用于线路保护装置和

110kVPT测控装置，接收来自最多达

9路采集器的采样光信号、两路母线电压合并器的数字信号，对原始数据处理之后按照

IEC-61850规约以光信号形式对外提供采集数据；“运行”灯、“告警”灯表示合并器的工作状态。“采集

1”~“采集

9”表示

9个采集器的通讯状态，“合并

1”、“合并

2”表示

2个外接合并器的通讯状态。当指示灯亮时，表示对应采集器（合并器）通讯正常；当指示灯闪时，表示对应采集器（合并器）通讯异常；当指示灯暗时，表示对应采集器（合并器）没有使用。“同步”灯表示当前合并器的同步状态，亮表示已经同步上，暗表示失去同步。26OEMU701-T光电互感器合并器装置合并器1合并器2采集1采集1采集2采集3采集4采集5采集6采集7采集8采集2采集3采集4采集5采集6采集7采集8南京新宁光电自动化有限公司合并器用于变压器保护装置，其中合并器

1用于差动保护，合并器

2用于高后备保护。其指示灯表示各路采集器的通信状态。“采集

1”~“采集

8”表示

8个采集器的通讯状态。当指示灯亮时，表示对应采集器（合并器）通讯正常；当指示灯闪时，表示对应采集器（合并器）通讯异常；当指示灯暗时，表示对应采集器（合并器）没有使用。2.7.2合并器运行注意事项2.8保护屏背后空开说明2.8.11、2陡金线（许继）保护屏编号1-8DK功能1陡金

2合并器电源2陡金

2合并器电源1陡金

2交换机电源2陡金

2交换机电源2-8DK1-44DK2-44DK1-9DK2-9DK1-1DK2-1DKAK1陡金

2测控装置电源2陡金

2测控装置电源1陡金

2保护装置电源2陡金

2保护装置电源照明电源2.8.21、2朝金线（许继）保护屏编号功能271-8DK2-8DK1-44DK2-44DK1-9DK2-9DK1-1DK2-1DKAK1朝金

2合并器电源2朝金

2合并器电源1朝金

2交换机电源2朝金

2交换机电源1朝金

2测控装置电源2朝金

2测控装置电源1朝金

2保护装置电源2朝金

2保护装置电源照明电源2.8.31、2陡金线（新宁光电）保护屏编号功能1-8DK1陡金

2合并器电源2陡金

2合并器电源2-8DK1DK1陡金

2保护装置电源2陡金

2保护装置电源2DK2.8.4金

110保护屏编号8DK功能金

110合并器电源金

110交换机电源金

110保护装置电源金

110测控装置电源照明电源44DK3DK9DKAK2.8.5金

1、2、3主变保护屏（新宁光电）编号

功能1DK主变差动保护装置电源主变高后备保护装置电源主变低后备保护装置电源主变差动合并器电源2DK3DK8DK18DK2主变高后备合并器电源2.8.6金

1主变保护屏（许继）编号功能金

1主变保护装置电源金

1主变数据集中器电源1DK8DK9DK金

1、2、3主变温度测控装置电源28AK照明电源2.8.7110kVPT测控屏编号功能8DK110kVPT合并器电源1-9DK2-9DK1-44DK2-44DK3-44DKAK110KV南

PT测控装置电源110KV北

PT测控装置电源1＃交换机电源2＃交换机电源3＃交换机电源照明电源2.8.8金

1、2、3主变测控屏编号功能1-9DK2-9DK3-9DK1-5DK2-5DK3-5DK1-44DK2-44DK3-44DKAK金

1主变高压侧测控装置电源金

2主变高压侧测控装置电源金

3主变高压侧测控装置电源金

1主变低压侧测控装置电源金

2主变低压侧测控装置电源金

3主变低压侧测控装置电源金

1主变交换机电源金

2主变交换机电源金

3主变交换机电源照明电源2.9压板说明与传统变电站不同，金谷园变电站保护装置无硬压板（主变本体保护除外），支持

IEC61850协议

GOOSE服务，放弃传统的开入开出压板。压板为装置内软压板实现，可在后台机进行投退保护功能软压板，保护无出口压板（主变本体保护除外）。软压板功能如下：2.9.1许继线路保护装置（WXH-811B）序号

名称说明123456距离保护软压板当需要投入距离保护时投入此压板当需要投入零序保护时投入此压板当需要投入重合闸保护时投入此压板当需要投入双回线相继速动保护时投入此压板当需要投入不对称相继速动保护时投入此压板当需要检修时投入此压板零序保护软压板重合闸软压板双回线相继速动软压板不对称相继速动软压板检修压板2.9.2母联充电保护及

110kV备自投保护装置（WCH-821B）序号

名称

说明2912345充电保护软压板过流保护软压板零序过流软压板备自投软压板检修压板当需要投入充电保护时投入此压板当需要投入过流保护时投入此压板当需要投入零序过流保护时投入此压板当需要投入备自投保护时投入此压板当需要检修时投入此压板2.9.3主变高压侧、110kVPT及

110kV线路测控装置（FCK-851B）序号

名称说明12检修压板当需要检修时投入此压板装置尚不具备此功能，无用处当需要从后台/集控站操作时投入此压板，需要在本装置上操作时退出此压板联锁压板3远方/就地压板2.9.4主变低压侧测控装置（WZH-813B）序号

名称说明1分布式母线软压板当需要投入分布式母线保护时投入此压板当需要从后台/集控站操作时投入此压板，需要在本装置上操作时退出此压板装置尚不具备此功能，无用处当需要检修时投入此压板2远方/就地压板34联锁压板检修压板2.9.5许继差动保护（WBH-815B）序号

名称说明12差动压板检修压板当需要投入差动保护时投入此压板当需要检修时投入此压板2.9.6新宁光电差动保护（X7211）序号

名称说明当需要投入差动保护时投入此压板，投入前先投入通道检查压板，退出后退出通道检查压板用于投/退通道检查功能，正常应投入12差动保护软压板通道检查2.9.7新宁光电高后备保护（X7212）序号

名称说明12345复压方向过流投入复压过流投入零序过流投入间隙保护投入复压元件投入当需要投入复压方向过流保护时投入此压板当需要投入复压过流保护时投入此压板当需要投入零序过流保护时投入此压板当需要投入间隙保护时投入此压板复合电压取本侧时退出，取两（三）侧时投入2.9.8新宁光电低后备保护（X7212）序号

名称说明1234复压方向过流投入复压过流投入零序过流投入间隙保护投入当需要投入复压方向过流保护时投入此压板当需要投入复压过流保护时投入此压板当需要投入零序过流保护时投入此压板当需要投入间隙保护时投入此压板305复压元件投入

复合电压取本侧时退出，取两（三）侧时投入2.9.9新宁光电线路保护装置（X7110）序号

名称说明12相间距离投入当需要投入相间距离保护时投入此压板当需要投入接地距离保护时投入此压板当需要投入零序方向

I段保护时投入此压板和零序总投压板接地距离投入34零序方向

I段投入当需要投入零序方向

II段保护时投入此压板和零序总投压板零序方向

II段投入5678零序总投入重合闸投入低周减载投入低压减载投入当需要投入零序保护时投入此压板当需要投入重合闸保护时投入此压板当需要投入低周减载保护时投入此压板当需要投入低压减载保护时投入此压板2.10整体运行、操作注意事项2.10.1正常运行时

110kV汇控柜断路器远方/就地控制把手严禁打在就地位置。除特殊情况外，严禁在就地进行操作。2.10.2特殊情况下在就地进行跳闸操作时，对于线路保护，其重合闸保护将会动作，但由于断路器控制把手在就地位置时保护跳合闸回路被切断，开关实际不会重合。注意：请不要在分闸后立刻将断路器控制把手打在远方位置（1.5s以内），这有可能导致开关重合成功。2.10.3

金

112为两母线跨接设计，当金

112南、北母刀闸均拉开或均合上时，金

2主变高压侧电压仍保持为前一状态时的母线电压。110kV其它间隔电压始终为所接入的母线电压，不受母线刀闸分合影响。2.10.4

当电机总电源（1DK）空开跳开后，刀闸、地刀不能分合，断路器不能储能；当断路器控制电源（4DK）空开跳开后，开关不能分合。2.10.5许继线路保护装置不能判别相间故障的故障相别，只要是相间故障，均报

ABC三相故障。2.10.6由于变电站监控系统不能直接监视过程层交换机运行状态，而是通过装置的通讯状态来反映，巡视时需加以留意各间隔光交换机运行状态。2.10.7本站无专用五防系统，五防功能由变电站监控系统实现，在后台机31操作时经设定的五防程序校验；在测控装置操作时不经五防闭锁。若需要解锁操作时，请在测控装置操作。正常操作时禁止在测控装置操作。2.11保护投运前和效验后的验收项目2.12节保护异常情况及事故处理2.13保护故障及异常信息的对照说明3、变电站自动化监控系统部分3.1在线监控使用说明3.1.1启动启动前，先检查监控机的网络连接是否正常，操作系统运行起来后，网络连接图标（屏幕右下角）应显示正常连接状态

；系统数据库软件启动正常，数据库软件启动图标（屏幕右下角）应显示正常连接状态。然后双击桌面

图标，此程序为监控系统数据服务程序，负责网络数据的收发，在启动在线监控软件之前，先运行此程序，程序启动后，自动最小化运行在屏幕右下角，图标为

显示，如果在启动过程中有异常，程序会自动退出，若出现程序在运行中有报警情况，请做好记录并报相关部分和厂家取得联系，解决问题。当数据服务正常启动后即可运行在线监控程序，双击桌面图标，在线监控启动过程如图：系统启动后，自动进入默认主界面如下图：323.1.2工具栏和菜单条介绍菜单和工具栏如图所示，位于窗口的顶端；菜单是固定的不能拖动，而工具栏既可以随意拖动，也可以停留窗口的任意位置。根据有没有用户登录，工具栏分别显示“登录”如图，或者“注销”。同时任务栏上也相应显示“无当前用户”或者已登录用户名。未登录状态已登录状态3.1.2.1系统管理1)用户登录\注销

xx对应工具栏“登录”按钮，弹出用户登录验证窗如图所示：若登录用户和口令信息正确，可以登录进入监控系统，根据用33户被赋予的权限，执行相应的功能。用户登录完成后，该菜单项显示为注销

xx，相应工具栏也变为“注销”按钮。注销

xx：对应工具栏“注销”按钮，用于注销当前用户。（xx指具体用户名称）。2)修改密码登录用户可以通过点击“修改密码”菜单在需要的时候设置自己的口令字。本人密码修改权限只限于当前登录的用户，其他任何权限（包括超级用户）用户均无权修改。超级用户在添加用户后，一般为新用户分配有初始密码，推荐为空密码，所以强烈建议新用户在初次登录系统后，首先修改自己的密码，并妥善保管。3)系统退出用于退出在线监控系统，只有超级用户权限才可退出监控系统。3.1.2.2系统监视1)报表系统生成变电站各项信息的实时统计报表和历史统计报表2)曲线系统生成变电站各项信息的实时曲线和历史曲线3)历史报警分别按间隔或按报警类型浏览所发生的各种历史报警信息4)事故追忆调出事故发生前

5分钟后

5分钟共

10分钟的所有模拟量的值，追忆步长可以选择

15秒/30秒/60秒，系统可同时追忆最多

5个保护事件，以供操作人员分析事故原因5)实时报警打开“实时报警（事件）发布中心”消息框，它记录了监控系统的全部报警信息和各种系统事件，如操作员登录、注销，通讯监视，保护动作信息、开关变位信息、装置告警信息、遥测量越限等事件的监视，遥控处理的结果监视等,“全部”显示所有信息，也34可切换显示分项信息，如下图：3.1.2.3系统维护1)数据维护用于建立、修改、维护监控系统数据库。一般由工程设计人员及变电站系统管理员使用，当运行人员登陆时不可用。2)主站报文用于监视主站端服务器与操作员站之间的通信报文，主要用于调

试，当运行人员登陆时不可用。3)测点浏览查询图形系统中各测点的值，主要为遥测量（模拟量）、遥信量（开关量）、数字量以及字符量的实时值以及图形系统内部生成的各类变量词典和宏词典，当运行人员登陆时不可用。4)间隔检修用于间隔挂牌检修设置，执行“间隔检修”弹出系统权限操作框，输入正确的用户名和密码后弹出“间隔挂牌检修设置”，当某间隔处于挂牌检修状态时，将闭锁该间隔内的控制操作和间隔内的所有装置信息。3.1.2.4系统设置1)五防设置用于管理遥控过程中是否启用五防功能,当执行主菜单中的“系统设置”－“五防设置”，监控系统弹出身份确认对话框，进行用户身份验证，输入正确地用户名和密码后，系统弹出“五防选择”对话框，如图：35如果没有五防主站请勿启用该功能，以免影响正常操作2)人工置数选中某一间隔的测点后，可以进行人工置数，3)在线设置进行实时打印、音响、多媒体、图形测点提示等系统功能的在线设置，如图：4)运行天数系统自动记录安全运行天数，当需要手动修改安全运行天数时，如图：363.1.2.5图形监视1)消闪点击此菜单使全部画面中闪烁点停止闪烁，同时遥信对位2)上页\下页\主页可以通过上述三键浏览已打开页面，或者回到主页。首次启动由于没有浏览任何页面，这三个按钮为灰色，不可使用，直到有其它页面打开，按钮才会处于允许使用状态。3)页面选择点击“页面选择”，弹出如下图所示窗口，可在其中选择所需页面。4)编辑页面点击“编辑页面”，系统打开“Autovision”画面编辑系统，以对画面进行编辑。也可以在画面上直接点击鼠标右键，在弹出的浮动窗口上选择“页面编辑”，此功能在操作员权限下不开放。5)缩放画面缩放，支持“全图、25％、50％、75％、100％、150％、200％”的画面缩放。也可以通过鼠标中间的滚轮实现无极缩放。6)屏幕打印用于打印当前显示的画面，对应于工具栏的“打印”按钮。点37击“屏幕打印”，弹出如下图

1.14所示的“打印”窗口，选择打印范围及打印份数然后按“确定”即可完成打印。7)打印预览/打印设置用于预览和设置打印8)工具栏\状态栏用于显示或者隐藏工具栏\状态栏。9)帮助版本显示以及系统帮助文档查询。3.1.3页面操作页面分为主接线图、系统网络图、过程网络图、电压棒图、软压板总图、间隔细节图等，各图形之间可实现跳转，如在主接线图中将鼠标放在要跳转的链接上，鼠标由箭头变为红色小手壮，电击鼠标左键即可实现跳转，其他操作类似。3.1.4遥控操作当鼠标在监控画面上移动时，如果某个图形（如开关或者电动刀闸）上定义有触发（控制）量，则此时鼠标指针成为红色“小手”形状，同时显示提示信息，如下图所示。上面方框的内容为控制量信息（如：017301006001DL为遥控名称，“1陡金线路测控间隔

1陡金

2”表示遥控描述），下面方框的内容则表示相关信号量信息，（如：01YX7301000018为遥信名称，“1陡金线路测控间隔

1陡金2”表示遥信描述）。38点击该图形后，将弹出操作员身份验证框如图所示：如果系统设置为“遥控需要监护人参与”（在

CbzDispatcher.ini中），则弹出的操作员身份验证框应该为：经过身份验证后，将弹出遥控信息框：检查遥控信息窗内显示的内容是否正确，如果需要输入设备编号，还应该输入相应双编号，如果该设备没有定义编号则其编号默认为1。按“确定”后将弹出“等待遥控选择令返回”信息框：如果选择成功，将弹出“遥控执行令确认”信息框39如果选择返回失败，将弹出报警信息窗，上送超时信息，并结束本次遥控操作。若选择返回成功，并确认执行，接下来，开始等待遥控执行令返回。点击“取消”即结束此次遥控操作。遥控执行到此步，如果不作选择，10秒种之后将自动返回，结束此次遥控操作。如果执行返回失败，将弹出报警信息窗，上送超时信息，并结束本次遥控操作。如果执行返回成功，对于不需要判别相关遥信变位信息的遥控，如遥调分接头，复归等，直接报遥控成功，并结束本次遥控操作；对于需要判相关遥信变位信息的遥控，如开关、刀闸、地刀、保护软压板等，还要判断状态是否变位，若正确变位，才报遥控执行成功。对于有远方/就地切换闭锁的遥控，当把手在远方位置时，遥控正常进行，当把手在就地位置时，闭锁遥控，并弹出闭锁信息。当有逻辑闭锁条件时，首先对逻辑条件进行判断，给出分析结果，如果分析结果为真（true）时下图（a），遥控可继续进行，当逻辑判断为假（false）时，下图（b）,遥控不能继续进行，并给出所有闭锁各个条件的当前值。顺序控制：在主接线图上，进入相应操作间隔，点击顺序控制触发按钮，检查操作提示正确后，输入用户名和密码以及监护人名称和密码，系统自动进入顺序操作流程，根据定义的逻辑条件，一步一步执行所选择的操作，直至操作流程执行完毕。操作过程中，如果出现中间环节操作失败或操作闭锁，顺序控制将弹出报警对话框，提示操作异常，并退出顺序控制流程。403.1.5报表、曲线及历史报警浏览3.1.5.1报表浏览历史和实时报表浏览，选择历史日期和打印。3.1.5.2曲线浏览历史和实时曲线浏览，可选择历史日期以及图表属性。3.1.5.3历史报警浏览41分类标准框中显示两个分类标准；类型信息框中根据所选择的不同分类标准，显示不同的分类信息；右面的表格则根据选中的报警类型，显示报警信息。基本的操作顺序是：单击分类标准组合框中的分类标准，类型信息树型控件自动刷新，显示相应分类标准的类型信息；然后，单击树型控件节点左边的+按钮展开树型控件，察看详细的分类信息，双击任何一个节点（可以认为是选中了一个类型信息），表格控件将所有属于该类型的报警信息显示出来。3.1.6注意事项3.1.6.1

实时数据服务启动不起来时，应检查监控主机的网络连接是否正常，数据库服务程序是否已正常启动3.1.6.2

启动监控后监控画面网络结构图显示网关和装置通讯全面中断，应检查实时数据服务是否正常启动。3.1.6.3

遥控不成功时，应检查闭锁逻辑是否通过验证3.1.6.4

发现数据不刷新时应检查装置通讯是否正常3.2

远动系统使用说明3.2.1系统启动远动系统采用嵌入式装置版，客户端程序在监控主机上，启动桌面图标42，出现如下界面点击标题栏“工具”，弹出对话框如图选择用户

sa，点“确定”在服务器

IP输入

10.100.100.3/10.100.100.4点击“启动客户端”，查看网络状态和

Rtuserver状态指示灯是否为正常绿色，当系统正常后，可点击“查询版本号”查询通道规约和版本。客户端启动后可关闭远程服务对话框。3.2.2系统说明3.2.2.1远程服务启动后，在客户端界面可监视装置上下行数据和远动通道上下行数据。3.2.2.2浏览通道转发表数据，点击标题栏“浏览”，选择通道43可浏览通道转发四遥表数据。3.2.2.3查看通道状态，点击标题栏“通道状态”，输入用户

sa，确定可查看各通道详细配置情况以及起用状态。3.2.2.4模拟通道对点操作，在浏览转发表中，选择四遥表中任何一个测点，如下图选择要设定的值，点击确定，即可实现手动置数功能。3.2.3运行注意事项3.3工程师站使用说明443.3.1系统启动系统启动可通过两种方式：点击桌面上的快捷方式；或者点击开始－＞程序－＞工程师站－>工程师站。3.3.2界面操作3.3.2.1定值查询如果需要查看定值，首先选中要查看的装置、CPU号以及定值区号；然后点击“查询”按钮，系统就会向装置下发一个定值召唤命令。如果用户选择的目标定值区号为“当前”，则查询的是指定装置、指定CPU的当前定值区的定值；如果用户选择的目标定值区号为

0-7中的数值，则查询的是指定装置、指定

CPU的指定定值区的定值。3.3.2.2定值修改定值修改只有在定值查询成功后才能进行，其步骤如下：１)选择需要进行定值修改的装置、CPU号和定值区，进行定值查询；45２)如果定值查询成功，在定值表上直接修改需要的定值；否则，无法修改定值；３)点击定值窗口上的“修改”按钮，系统将检查修改定值的合法性（包括是否超出定值范围；是否无法用报文表示等），如修改的定值不合法，系统给出提示信息；如修改的定值合法，系统将进行用户权限检查，只有具有定值修改权限的用户，才能合法修改定值，用户权限检查无误后，系统将下发定值修改命令，并显示“正在等待‘修改定值’返校应答”窗口；４)如果返校正确，则系统提示用户定值修改是执行还是撤消，如选择“执行”按钮，系统将下发定值修改执行命令，并显示“正在等待‘修改定值执行确认’”窗口；如选择“撤销”按钮，系统将下发定值修改撤销命令，并显示“正在等待‘修改定值撤销确认’”窗口；５)如果定值修改执行成功，系统将显示“定值修改执行成功！”信息，为了验证定值修改的成功性，我们需要再次查询定值；如果查询得到的定值与我们的修改一致，则说明执行成功；否则，认为操作失败。如定值修改执行失败，系统将显示“定值修改执行失败！”信息；如定值修改撤销成功，系统将显示“定值修改撤销成功！”信息；如果等待修改定值执行或撤销确认超时，系统会显示等待确认超时信息3.3.2.3定值区切换定值区切换，就是将保护装置指定

CPU中目标定值区中的定值作为当前定值参予运行。定值区切换的方法：选中要进行定值区切换的装置、CPU、目标定值区（定值区不能选择“当前”，否则系统将给出提示信息，并中止切换），单击“切换”按钮，系统首先进行用户权限检查，只有具有定值区切换权限的用户，才能合法切换定值区，用户权限检查无误后，系统将下发定值区切换命令，并显示“正在等待‘定值区切换确认’应答”窗口.如果定值区切换成功，系统会显示“定值区切换成功！”信息；46如果定值区切换失败，系统会显示“定值区切换失败！”信息；如果等待确认超时，系统会显示等待确认超时信息3.3.2.4保护压板投退在“保护压板投退”页面，显示内容包括：选中标志、压板序号、当前状态、压板名称、CPU号等，如图

6-10所示。其中红色图标表示压板当前状态为“投入”，绿色图标表示压板当前状态为“退出”。当需要对压板进行遥控时，可将鼠标指向该压板的当前状态区域，双击鼠标左键，系统首先进行用户权限检查，只有具有压板投退权限的用户，才能合法投退压板，用户权限检查无误后，系统会弹出“压板投/退确认”窗口，提示用户是否确认投入或退出指定压板（系统能根据压板的当前状态，自动确定即将遥控的压板需要投入还是退出），一旦用户选择“确定”，系统将向压板所在装置发送压板投入或退出命令，同时显示“正在等待‘压板投/退确认’应答”窗口；如用户选择“取消”，将中止压板操作。3.3.2.5版本号查询继电保护装置随着时间的发展不断的升级，装置的版本号也随之更新，因此版本号在一定程度上决定了该保护装置的保护性能。作为继电保护人员，了解每台保护装置的版本号是非常必要的。CPU的

CRC校验和在装置出厂前已经确定的，这里通过查看

CRC校验和来初步判断该块CPU是否正常。在“版本号查询”页面，显示内容包括：装置名称、装置信息、CPU号、版本号和

CRC校验和。3.3.2.6保护动作报告查询保护装置在保护动作之后，会将报告存储在装置报告缓冲区中，在工程师站可将信息读取，首先选中要查看的装置、CPU号以及报告序号，点击查询。3.3.3运行注意事项3.4电压无功综合调节系统3.5网络连接47整站网络建立在

IEC61850通信技术规范基础上，按分层分布式来实现整站数字化，实现变电站内智能电气设备间的信息共享和互操作性。从整体上分为三层：站控层、间隔层和过程层。间隔层与过程层合并器设备采用

IEC61850-9-1点对点通信协议,与过程层智能接口单元采用

IEC61850-9-2通信协议。整站网络通信网络如下图所示：GPS天线1GPS天线2继保信息子站/继保工程师站打印机1#

操作员站+服务器

2#

操作员站+服务器1#

远动站2#

远动站GPS时钟同步装置时钟秒脉冲网监控网110kV线路保护装置110kV线路测控装置110kV变压器保护装置110kV变压器测控装置10kV馈线保护测控装置合并器过程网智能接口过程网VLAN划分VLAN划分110kV线路合并器110kV线路智能接口变压器合并器变压器10kV线路合并器智能接口3.5.110kV系统组网方案1)间隔层的

I/O采集和输出在本开关柜内采用硬接点连接。2)

每个间隔配置一台保护装置（完成保护和测控功能）、一台计量设备、一台合并器（完成数据采集与传输），每段母线配置一台交换机（完成数据交换功能）。3)备自投和低压母线保护功能由间隔层的保护装置分散完成。4)

10kV保护测控一体化装置提供过程层网络接口，备自投和低压母线保护功能所需要的相关信号通过过程层网络传输。3.5.2过程层设备1)110kV电压互感器、电流互感器采用南京新宁光电自动化有限公合并器保护装置

计量设备司生产的

OET700系列光电互感器，该产品以绝缘脂代替了传统合互感器的油或

SF6，高低压部分光电隔离，通过光纤以符合并交换机交换机器IEC61850-9标准格式提供数据输出，目前已具有成熟的运行经验。过程层482)10kV电压互感器、电流互感器采用电子式互感器，输出数据符合IEC61850-9标准格式。3)

110kV断路器配置智能单元，就地安装在

PASS

MO汇控柜内，具备符合

IEC61850标准的过程层总线接口，可以实时采集一次设备的各类状态信息，执行过程层网络上对相关设备的控制命令。4)

110kV变压器配置智能控制单元，安装在变压器本体或主变端子箱内，完成主变本体如风冷、有载调压等信息的采集与控制功能，通过光纤与变压器测控装置进行通信。3.5.3间隔层设备间隔层设备主要指

110kV保护、测控装置及

10kV保护测控一体化装置。微机保护装置提供支持

IEC

61850协议的光纤以太网输出，同步信号光纤输入。110kV变压器保护采用南京新宁光电自动化有限公司生产的X7210型数字化变压器保护，其中金

1#主变另外配置一套许继生产的

WBH815B型数字化变压器保护。110kV线路保护采用许继生产的

WXH-811B型线路保护，其中1、2陡金线另外配置一套南京新宁光电自动化有限公司生产的X7110型数字化线路保护装置。110kV母联采用许继生产的

WCH821B型微机充电保护装置，同时具备

110kV备投功能。10kV保护测控一体化装置采用许继生产的