电网调度自动化工程初步设计文档格式.docx
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近几年，县调自动化系统在国内发展迅猛，技术已十分成熟，对提高供电企业的劳动生产率，按现代企业的要求实现科学管理；
对提高电网和变电所的安全运行水平；
对降低电网的建设和管理成本等都有直接的经济效益和社会效益，是现代化电网建设的重要组成部分，也是调度管理的发展方向。
建立XX电力县级电网调度自动化系统已是大势所趋，技术条件已很成熟。
从某种意义上说，调度自动化系统是电力企业生产管理的基础，起着核心重要的作用。
因为调度自动化系统所采集的数据是供电企业生产、规划和用电管理的基础数据。
一个完整的调度自动化系统包括一个主站系统、通信系统、若干个子站系统。
国家进行县城网改造，对那些正在考虑建设调度自动化系统的县级电力企业提供了一个机遇，在系统规划、通道规划、功能配置上必须考虑更全面，起点更高，从而少走弯路，加速发展。
另外要充分考虑到县级电网企业MIS系统、EMS系统对调度自动化系统及通道的要求，并为将来的扩展应用和系统升级预留接口。
2、XX县电网调度自动化系统建设的必要性
XX县地处湘桂走廊，东与资源、兴安接壤，南环临桂、融安为邻，西与三江通道交界。
属亚热带季风区，雨量充沛，气候温和，四季分明，具有优良的生态环境，全县水域广裘，森林覆盖率高，优越的地理交通条件与丰富资源相结合，构成XX固有的基本优势。
目前XX县境内有110kV变电所1座：
110kV瓢里变电所，主变容量31.50MVA，35kV变电站10座。
分别为:
金江变（2.0MVA）、江底变（4.0MVA）、伟江变（1.25MVA）、都坪变（3.15MVA）、35kV瓢里变（4.3MVA）、平等变（3.15MVA）、三门变（3.15MVA）、中心变（8MVA）、古坪变（2.5MVA）、乐江变（2.5MVA）以及50余座小水电站
XX县电网的调度自动化可以说还是一片空白，变电站能满足调度自动化建设要求的，也只有110kV瓢里变、金江变、江底变、伟江变、都坪变。
其它的变电站必须经过完善化改造后才能达到要求，调度自动化的主站系统、子站系统以及通信通道均没有建设。
要实现县电网的调度自动化必须在上述方面全面建设。
由于没有电网调度自动化系统，调度工作目前全依靠电话进行。
随着用电量的迅速增长，电网不断扩大，小水电的日益增多，结构日益复杂，数据信息大量增加，原有的调度管理方式已十分落后，已无法满足电网安全调度管理、电网经济运行的需要。
必须借助调度自动化系统才能完成对复杂电网的科学管理，保证电网安全、优质、经济运行。
3、XX县电网调度自动化系统设计原则、依据及目标
3.1设计原则
电网调度自动化系统包括主站、通道、子站三个系统，三位一体，不能分割。
设计时不能以孤立的眼光看待调度自动化系统，应充分考虑它与MIS系统、DMS系统、EMS系统等系统之间的关系。
调度自动化系统是一项涉及继电保护、远动、通信、工业控制和计算机软硬件等学科的系统工程，是生产技术的重大改进，是减员增效的有力措施之一；
调度自动化系统所引起的在管理方式上的改进，将会影响供电企业绝大多数部门的管理工作。
应坚持统一设计、分步实施的原则，坚持设计适当超前的原则，坚持实用性、开放性、先进性、可扩充性、可靠性、安全性全面兼顾的原则，坚持调度自动化系统建设必须保持一定规模的原则。
1县级调度自动化系统必须因地制宜，根据县网现状和未来五年的发展规划，采用不同步骤和方式。
以规模适当、经济适用为宜，保证一定的先进性，适当留有扩展的余地。
2调度自动化系统中的远动通道设计，应根据县网结线的实际和已有的条件，节省投资。
充分利用现有的光纤、无线扩频、小微波、一点多址微波、通信卫星、音频电缆、电力线载波、电信话路等资源，可以考虑通信通道租用方式。
有多余通道的可考虑按主备通道方式。
3远动装置的遥信、遥测功能必须达到实用化要求。
其中城区变电站按“四遥”（遥信、遥测、遥控、遥调）配置，达到无人值班变电站标准要求，其余变电站其遥控、遥调功能可根据实际情况来决定是否使用，一般不作要求。
4如果上级地调已经在变电所装有远动设备，县调可以与地调协商共享这些信息资源，不必重复投资。
5根据分级调度的原则，县调系统应与地调系统进行数据交换，而不与省调系统进行数据交换。
县调系统与地调系统的连接可根据通信通道情况，有通道的可采用仿RTU通信方式或者网络通信方式连接。
6县级调度自动化系统按微机网络设计，采用微机服务器和微机工作站，一般不采用小型机。
应选用稳定成熟的具有开放和标准接口的网络，以便以后平滑的系统升级和接入MIS、DMS和GIS系统。
7调度自动化系统与MIS、DMS和GIS系统之间应进行有效的安全隔离。
8县级调度自动化系统的规模和结构由县网最高负荷及所辖变电所多少决定。
以县级电网近期五年规划的最后一年作为水平年进行估算。
3.2设计依据
《县级电网电力调度自动化规范》DL/T635-1997
《XX电力有限公司县级电网调度自动化系统建设规范》2004年
《县级电网调度自动化系统实用化验收细则》（1992）42号
《县级电网调度自动化系统实用化要求及验收》DL/T789-2001
《循环式远动规约》DL451-91
《交流采样远动终端技术条件》DL/T630-1997
《调制解调器技术要求》DL412-1991
《发电厂、变电所、调度所远动专用仪器仪表配置标准》DLGJ78-95
《无人值班变电站调度自动化设备运行管理规定》
《市县变电站无人值班兑调度自动化系统的基本要求》
《镶嵌式电力调度模拟屏通用技术条件》DL411-91
《模拟屏驱动器通用技术条件》GB/T15148-94
《模拟屏数字显示器通用技术条件》DL/T632-1997
《多功能电能表通信规约》DL/T645-1997
《中华人民共和国计算机信息系统安全保护条例》
《电网调度自动化信息传输规定》
《计算机软件保护条例》
《计算站场地技术条件》GB2887-89
《计算站场地安全要求》GB9361-88
《电子计算机机房设计规范》GB50174-93
XX电网公司桂电计[2006]41号文《关于下达2006年县城电网建设与改造项目投资计划的通知》
3.3设计目标
根据“2004年《XX电力有限公司县级电网调度自动化系统建设规范》”的要求，结合XX县电网的实际情况，本期工程设计力争实现如下目标：
1实现XX县电网关口量功率总加；
2实现XX县电网大部分关口电能量总加；
3实现XX县电网的1个110kV变电站、10个35kV变电站集成接入；
4具备条件的变电站按照“四遥”（遥控、遥测、遥调、遥信）建设，达到无人值班；
其余变电站原则按照“两遥”（遥信、遥测）进行建设；
5初步建成XX县电网调度通信数据网；
6系统设计使用年限为8年。
4、XX县电网调度自动化系统建设规模
根据XX县电网的实际结构，XX县电网调度自动化系统的建设规模如下：
1建设县级调度自动化主站系统1个；
2建设远动子站11个，包括110kV瓢里变，中心变（8.0MVA）、金江变（2.0MVA）、35kV瓢里变（4.3MVA）、平等变（3.15MVA）、三门变（3.15MVA）、江底变（4.0MVA）、伟江变（1.25MVA）、都坪变（3.15MVA）、古坪变（2.5MVA）、乐江变（2.5MVA）；
3建设通信系统，主要用于远动数据传输，远动子站通信通道利用租用的中国电信2M光纤电路；
4建设远动机房1个（只考虑装修）。
5、XX县电网调度自动化系统设计内容及设计方案
鉴于调度自动化系统技术已十分成熟，根据2004年《XX电力有限公司县级电网调度自动化系统建设规范》的规定，结合XX县电网建设的实际情况，设计认为方案的变化仅在通信通道和系统建设规模上可变。
考虑县城网改造的总体资金问题，如果自建光缆ADSS投资28000元/公里，总长度250公里，光缆投资达700多万，投资太大，只能租用中国电信或者联通光纤通信。
技术上排除了远地变电站配置其他通信设备系统的方案，主要利用已租用的中国电信2M光纤电路的方案。
因此XX县调自动化系统设计只考虑1个投资最优方案，技术方案仅提供1个，不再做过多的比较论证。
5.1设计内容
1确定XX县调自动化主站系统建设方案；
2确定XX县调自动化子站系统改扩建方案；
3确定XX县电网远动通信通道组网方案；
4提出调度自动化主站机房和通信机房装修条件；
5根据XX县电网各个变电所、供电所对调度自动化的实际要求，提出调度自动化设备系统选型意见。
5.2主站系统方案
5.2.1主站系统硬件构成
根据XX县电网“十一五”规划，XX县调度自动化系统规模需要接入16个35kV及以上电压等级变电站，属于中型县调。
XX县调主站系统的硬件体系结构采用服务器双机冗余分布式结构，保证实时系统运行的可靠性；
为确保系统数据通信的可靠性，考虑主干网采用双重网络结构，其投资不会增加太多，但可靠性却大大地提高了。
县调主站系统由前置通道接入系统、前置数据采集工作站、历史数据服务器、调度工作站、远动维护工作站、网络WEB工作站和各职能科室工作站等构成双重网结构，网络留有接口，可经网桥与企业管理网络相连，共享数据信息资源。
并能与地区调度相互转发必要的信息，主站系统还需要配置独立的不间断后备电源系统（UPS电源）。
主站系统主要硬件设备包括：
1前置通道柜1面。
主要设备包括：
双通道接入板（具备通道自动切换功能）、串行通信终端服务器。
前置系统按照终期接入32、本期16个RTU配置。
配备主备两组通道，通道总数预配16路主备通道，包括16路数字通道和16路模拟通道。
通道总容量可扩，最大可扩至32路主备通道。
2通道测试柜1面。
主要功能包括：
通道电平测试、波形测试，通道防雷保护。
3前置数据采集工作站2台。
由于目前计算机设备价格很低，采用主、备机构成双机热备用，可以使系统的整体可靠性大大的提高，满足变电站无人值班的可靠性要求。
4历史数据服务器2台。
配置足够大的硬盘容量，保证调度SCADA系统数据6至8年的存储容量需要，设备可采用PC服务器，采用主、备双机热备用以保证实时系统运行的可靠性。
5调度员工作站2台。
采用普通PC机，主、备双机热备用。
6远动维护工作站1台，用于远动参数录入、数据库、图表设计、修改等维护作业。
7管理层工作站1台，管理层用于对数据进行监测。
8Web工作站1台，兼作与MIS网、DMS网或其它系统通信网关机。
设计中必须配置单向物理隔离器，以保证SCADA系统的安全。
9网络交换机3台，24端口10/100M。
10打印机2台，其中A4激光打印机1台，用于事件打印；
A3喷墨打印机1台，用于图形、报表打印。
11GPS时钟1台，用于系统校时。
12调度主站设不间断电源系统（6kVA容量的UPS电源1套，后备电池容量设计为额定负载下运行4小时正常供电，并配置机房用配电屏1面），供电至调度自动化系统设备。
13仪器仪表：
配置移动维护终端1台，安装有通道通信规约调式软件，用于远动子站系统检修调试。
配置示波器1台，数字万用表2块，常用二次回路检修工具2套。
5.2.2主站系统软件构成
XX县调度自动化系统软件主要有：
1操作系统软件：
服务器和前置机采用UNIX或Windows2000Server（或更高版本）；
工作站采用UNIX或Windows2000、WindowsXP
2调度标准SCADA应用软件
3WEB浏览软件
4模拟屏控制软件
5商用数据库软件（Sybase）/（Oracle）windows版本
6软件系统的相关技术资料，要求全面、实用。
7电力高级应用软件（本期不配，但选用的软件系统必须已具备这些功能的能力，以方便将来的升级应用）
5.2.3XX县调度自动化主站系统网络拓扑图
前置系统担负着与各变电站自动化装置之间数据通信及规约解释等任务，在主站和子站之间，通过各种通道传送后，经调制或解调，智能切换后送给主站或子站，是SCADA/EMS系统的基础与桥梁，它影响着自动化数据传输，前置系统选择的好坏直接影响整个自动化系统的性能。
前置系统的结构形式对系统的接入方式、运行可靠性、灵活性都有着一定的影响。
XX县调度自动化前置系统的结构为：
前置和后台系统采用两个不同的网络，具有数据处理负担均匀、安全稳定，数据处理速度快的优点，同时可以与子站以网络104方式进行通信。
XX县调度自动化主站系统网络拓扑图详见附图FY-T0684-CD-04。
5.2.4XX县调度自动化主站系统设备配置表
序号
设备名称
型号规格
数量
单位
一、服务器与工作站
1
数据服务器
XEON3.0G/1GB/2×
80G/双网卡/19"
纯平彩显
2
台
前置工作站
P43.0G/512M/80G/三网卡/19"
3
调度工作站
P43.0G/512M/80G/双网卡/19"
液晶屏
4
远动维护工作站
5
管理层工作站
6
Web工作站
7
打印机
1台A3喷墨打印机，1台A4激光打印机
8
操作台
套
二、主站网络通信设备
通道测试柜
32路主备通道波形测量、防雷、电平测量，通道投退智能、手动控制。
面
前置通道柜
含：
通道机箱和切换机箱
通信终端服务器
16口MOXA通信终端服务器
光电隔离板
16
块
模拟通道板
双通道切换板
每板双路
网络交换机
24端口10/100M
物理隔离器
单向隔离
9
网络电缆及附件
网络钳、网线及网络头
10
GPS时钟
4路输出
11
远程维护MODEM
速率大于28800bps
三、不间断电源系统
UPS电源系统
6kVA，额定后备容量4小时
配电屏
12回路空气开关
保安电源布线
单股铜心线，包括调度值班室
400
米
系统电源布线
三芯橡套电缆
铜排地网
紫铜，截面200平方毫米
60
四、主站系统软件
操作系统软件
Windows（或UnixX86）
商用数据库
Oracal/Sybasewindows版（或Unix版）
SCADA系统软件
WEB浏览软件
五、配套维护仪器仪表
移动维护终端
示波器
20MHz，双踪示波器
数字万用表
4位半精度
常用二次回路
检修工具
烙铁、螺丝刀、各类钳子、扳手、电缆刀、镊子、皮尺等，网络钳
5.2.5调度自动化主站系统功能
①数据采集
采集经各变电所端RTU传送的所有测量量和信号量。
②数据处理
全网有功、无功功率总加∑P、∑Q。
电网有功、无功电度量总加∑kwh、∑kvarh。
用积分的方法计算全网和特定点的软电度。
电压合格率统计。
通道运行率统计。
线路使用率统计。
负荷率统计
功率因数计算。
遥信量与遥测量之间的转换计算。
自动旁路代换计算。
母线功率平衡计算。
提供数据库任意数据可人工编辑计算功能，计算公式可人工定义和修改。
提供虚拟量或中间计算量历史数据化功能。
系统数据库可在线增减修改编辑。
③CRT画面显示和操作功能
显示电力系统实时网络图。
显示各变电所实时主接线图。
显示各变电所实时运行参数。
显示功率和电度总加量。
显示功率总加和电压变化曲线，包括计划值和实际值。
显示运行参数的越限告警和事故告警。
显示电压棒形图。
显示历史数据。
发送遥控、遥调命令。
在线编辑图形报表。
在线修改历史数据。
提供任意数据曲线分析工具。
电网事故追忆功能，触发条件可人工设定。
显示断路器、隔离开关实际位置。
事故时，断路器变位信号优先显示，发出不对应信号，并有声光报警。
主要遥测量和潮流方向。
全网功率总加、系统频率。
日期、时钟及安全日
④数据存储和事件记录
定时存储运行参数（存储周期5分钟或一小时可选）。
事件顺序记录。
超限量和越限时间记录。
操作记录。
⑤报表打印
打印整个电网系统日、月调度运行报表。
可人工编辑数据库内任意数据报表，提供报表计算和报表打印功能。
打印事件顺序记录（SOE）、变位记录、越限记录和操作记录。
打印电网功率总加和电压变化曲线。
拷屏。
⑥数据传输
主站可以与1~32个RTU进行双工数据传输。
（本期只配置16路）
主站向地区调度转发所需要的数据并接受地区调度下发的用电指示等。
通信规约采用部颁规约（CDT、polling或104规约）。
主站具有信道误码率统计和显示功能。
系统各类图、表可进行Web发布。
可与局内其他系统（如：
MIS、DMS等系统）以网络方式或点对点方式通信互联。
提供数据库数据二次开发利用数据进出库接口方法。
方便用户进行二次应用编程。
⑦遥控功能
遥控断路器。
遥调有载调压变压器的分接头。
可人工设置主站遥控防误闭锁。
提供操作标志牌警示功能。
提供遥控操作统计功能。
⑧设备静态数据管理
可通过设备、图、表，录入和调阅各类设备静态数据（如：
变压器、线路、开关等设备参数和继电保护定值等）。
⑨事故报警功能
事故发生后，推出事故画面，事故断路器突出显示，然后长发音响报警信号，在调度员确认后再关闭报警信号。
事故并发时，调度员每确认一个事故，再推出后续事故画面。
为了明确区分正常的遥信变位和事故，正常的遥信变位不应闪烁，不发音响报警。
5.3远动子站系统方案
5.3.1设计方案
结合XX县电网各个变电所的地理位置分布情况，XX县本期自动化系统建设拟建1个主站和11个远动子站。
根据XX县35kV以上变电站在农网改造过程中的综自站改造的实际情况，本期设计拟考虑在110KV（31.5MVA）瓢里变、金江变（2.0MVA）、35kV瓢里变（4.3MVA）、平等变（3.15MVA）、三门变（3.15MVA）、中心变（8MVA）、江底变（2.5MVA）、伟江变（2MVA）、都坪变（3.15MVA）共9个变电站建设远动子站系统。
35kV瓢里变、金江变、江底变、伟江变、都坪变设计实现“四遥”功能，实现无人值班，其它变电站实现遥测、遥信等功能。
子站系统配置规模以变电站实际开关间隔为基准，具体情况请参见XX县电网主接线图（见附图FY-T0684-CD-03）。
5.3.2远动子站采样信息
①变电所向调度中心传送以下遥测量：
110kV输电线路的有功功率、无功功率、电流和有功电度。
35kV输电线路的有功功率、无功功率、电流和有功电度。
10kV输电线路的有功功率、无功功率、电流和有功电度。
主变的有功功率、无功功率和电流、油温、主变档位。
母线旁路、母联、分段、分支断路器电流。
10~110kV系统电压监视点电压。
电容器组的无功和电流。
交、直流母线电压。
②变电所向调度中心传送以下遥信量：
变电所事故总信号。
变电所的断路器位置信号。
反映运行方式的隔离开关位置信号。
断路器事故跳闸总信号。
低周减载动作信号。
10~35kV系统接地信号。
直流系统接地信号。
继电保护、调压装置、故障录波器故障总信号。
控制方式有遥控转为当地控制的信号。
断路器控制回路断线总信号。
断路器操作机构故障总信号。
主变重瓦斯、差动保护和复合电压电流闭锁动作信号。
变压器温度过高告警信号。
轻瓦斯动作信号。
110kV线路主要保护（距离、零序保护等）和线路重合闸动作信号。
35kV线路主要保护（速断、过流、距离保护等）和重合闸动作信号。
10kV线路主要保护（速断、过流保护等）和重合闸动作信号。
母线旁路、母联、分段、分支断路器主要保护的动作信号。
线路距离保护闭锁信号。
远动终端遥控电源消失信号。
远动终端下行通道故障信号。
大门打开信号。
消防报警信号。
③调度中心向变电所传送下列遥控、遥调命令：
断路器的分合。
有载调压变压器抽头位置的调整。
预告信号的复归。
距离保护闭锁的复归。
信号继电器的复归。
5.3.3远动装置通信规约
远动装置可配置多种通信规约（如：
部颁规约CDT、IEC60870-5-101、POLLING、IEC60870-5-104等通信规约）。
5.3.4远动子站不间断电源系统
远动装置直接采用变电站二次220V直流电源。
光通信设备采用DC220V/DC-48V变换电源，或配置UPS电源。
5.4远动通信通道方案
电力调度通信是电力调度自动化系统的重要组成部分，是保障电网安全，稳定，经济运行的重要技术手段，选择良好的通信方式和结构是保证调度自动化系统稳定，可靠运行的关键。
电力系统调度通信网的职责主要是传输和交换调度人员的操作命令，经济调度，处理事故等信息。
电网调度和电网的经济安全稳定运行息息相关，不可分割。
正因如此，对电力系统调度通信网的要求很高，主要要求通信电路有百分之百的可用性，高可靠性，接续速度快。
为了满足这些要求，在设计通信电路时，重要厂站要有两条以上独立通
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