容预览
220KV变电所
综合自动化系统技术规范书
I 总 则
1.1 总 则
1.2 规范与标推
2 综合自动化系统
2.1 总的工作条件
2.2 系统结构
2.3 系统功能
2.3.1 概 要
2.3.2 数据采集与处理
2.3.3 报警处理
2.3.4 事件顺序记录和事故追忆功能
2.3.5 控制和保护功能
2.3.6 管理功能
2.3.7 在线统计计算
2.3.8 画面显示和打印
2.3.9 时钟同步
2.3.10 与远方调度的信息交换
2.3.11 与其他设备的接口
2.3.12 与微机五防系统的接口
2.3.13 系统的自诊断和自恢复
2.3.14 维护功能
2.4 性能及指标
2.4.1 系统的可用性
2.4.2 系统的可维护性
2.4.3 系统的可靠性
2.4.4 系统的容错能力
2.4.5 系统的安全性
2.4.6 系统的抗电磁干扰能力
2.4.7 系统主要技术指标
2.5 综合自动化系统容量及规模
2.5.1 工程概况
2.6 硬件的要求
2.6.1 概 要
2.6.2 系统主机
2.6.2.1 操作工程师站
2.6.2.2 网络服务器及激光打印机
2.6.3 维护工程师站
2.6.4 远动工作站
2.6.4.1 录由器
2.6.5 I／O测控单元要求
2.6.6 对屏(柜)的要求
2.7 软件的要求
2.7.1 系统软件
2.7.2 支持软件
2.7.3 应用软件
3 供货范围
4 试验及验收
5 资料及设计联络会
6 差异表
附图： 电气主接线图
附件： 技术条件表
I 总 则
1.1 总 则
1.1.1 本规范书适用于宁夏220kV变电所综合自动化系统的设备招标。
1.1.2 需方在本规范书中提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定,也未充分引用有关标准和规定的条件，供方保证所提供的综合自动化系统及配套设备符合本技术规范书的要求，并满足不低于现行的IEC标准和国家标准的要求。
1.1.3 如果供方没有以书面对本规范书的条文提出异议，那么供方认为供方提供的设备完全符合规范书的要求。如有差异应在投标书中加以详细说明。
1.1.4 在签订合同之后，需方有权提出因规范、标准、规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由供、需双方共同商定。
l .1.5 本技术规范书所用标准若与供方所执行的标准发生矛盾,按较高标准执行。
1.2 规范与标准
除了另有说明外，供方提供的所有设备、器件均应符合下列国际组织编写的最新版本的标准，规范和现行最新版本国标及行业标准，如果各标准有不一致时，以标准高的为准。
IEC——国际电工技术委员会。
IS0——国际标准化协会。
IEEE——国际电气和电子工程师协会。
ITU一一国际电信联盟。
IPCEA——绝缘电子电缆工程师协会。
CCITT——国际电报和电话咨询委员会。
《220～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》（DL/T5149-2001）。
《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定》（DL/T5136-2001）
《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285-93）
《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》（GB50062-92）
《电测量及电能计量装置设计技术规程》（DL/T5137-2001）
《电力系统调度自动化设计技术规程》（DL5003-91）
《地区电网调度自动化设计技术规程》(DL5002-91)
《交流电量变换为直流电量的电工测量变送器》(GB/T13850.1-13850.2)
《交流采样远动终端通用技术条件》(DL/T630-1997)
《远动设备及系统（五部分传输规约）》DL/T634-1997
《监控、数据采集和自动控制系统所采用的定义规范和系统分析》ANSI/IEEE C37.1
《电磁兼容试验和测量技术》（GB/T17626-1998）
2 综合自动化系统
2.1总的工作条件
2.1. 1环境
海拔高度: 1200m
月平均相对湿度：≤90%(相对湿度为95%时,环境湿度25℃,设备内应无结露。)
最高环境温度：+40℃
最低环境温度：-10℃
最大日温差：30k
抗地震能力：水平加速度： 0.3G
垂直加速度：0.15G；考虑水平与垂直同时作用，安全系数取1.67
2.1.2主控制室
站控层的工作站用计算机及220kV、110kV及35kV间隔层的保护/测控等设备均安装在主控制室内。
2.1.3 额定值
额定交流电压：380/220V
额定直流电压：220V
额定频率：50Hz
CT 二次侧额定电压：5A
PT二次侧额定电压：100V（线电压），100/√3V（相电压），100V（零序电压）
变送器输出：4~20mA
2.1.4 接 地
综合自动化系统应有稳定、可靠的接地，原则上应利用变电所的公用电气接地网作为
自动化系统的接地网，不宜设置独立的接地网，若制造厂（供方）有特殊的要求需在投标书中作详细说明。自动化系统接地分为交流接地、安全保护接地、信号接地三类，其中系统接地、安全保护接地应满足《火力发电厂、变电所二次接地设计技术规定》中有关要求，逻辑的（即信号的）接地方式宜满足“一点接地”原则，即应设置由不小于100mm的总接地线铜排构成的信号地零电位，屏柜上的接地铜排与屏柜绝缘（零电位浮置），只应经一个屏柜的接地铜排至公共电气网，其他屏柜的绝缘接地铜排应分别接至有引出总接地线屏柜的绝缘接地铜排。
2.1.5 装置的温度特性
环境温度在-10℃~+45℃时，装置应能满足规范书所规定的精度，环境温度-10℃~+50℃时，装置应能正确工作，不误动不拒动。
2.1.6主控室内的设备和网络设计的抗干扰性能应满足或优于GB/T17626-1998规定的要求。
2.1.7 I /O测控及保护单元采用220VDC，每个I/O的直流电源输入均应设有带过流保护的开关，并设有电源开关，以便把装置和直流电源隔离。必须具有电源消失报警。
直流电源电压在80~115%额定值范围内测控保护单元变化时，装置应正确工作。直流电源波纹系数≤5%时，装置应正确工作。
拉合直流电源以及插拔熔丝发生重复击穿火花时，装置不应误动作。直流电源回路出现各种异常状况（如短路、断线、接地等）时装置不应误动作。
各装置的逻辑回路应由独立的直流/直流变换器供电，在直流电源电压缓慢上升或电压上升到80%时，装置的直流变换电源应能可靠自启动。
安装于开关柜上的测控装置在开关分启时不应有异常现象发生。
2.1.8 当交流电源电压在85%~110%额定值范围内，谐波含量不大于5%，频率在47.5~52.5Hz之间变化时，设备应能正常工作。
2.1.9控制命令输出继电器应能自保持足够时间后自动返回（该时间可调），以便命令可靠的执行，其输出时间必须满足断路器、隔离开关的分闸、合闸所需的时间要求；当控制命令输出用于闭锁开关量输出时，其输出为自保持型，以满足隔离开关闭锁、接地刀闸闭锁、重合闸闭锁所需的要求。该继电器接点在250V直流电压下的长期允许通过电流不小于5A。
2.1.10所有人机界面均要求汉化。
2.1.11自动化系统中任一设备故障时，均不应影响其他设备的正常运行工作，站级控制层发生故障而停运时，不能影响间隔级控制层设备的正常运行工作。装置中任一元件损坏时，装置不应误动作。
2.2 系统结构
2.2.1 综合自动化系统采用分层分布式系统 。
2.2.2 系统可分为多层：变电站层、通讯层和间隔层。间隔层将采集和处理后的数据信号，经通讯介质传输到通讯层，通过通讯层在变电站层融为一体。各间隔级单元测量、
信号和控制可采用面向对象或面向功能的方式，具有独立性，其运行不依赖于层控计算机，以增强整个系统的可靠性和可用性。
2.2.3 站控层应采用10/100M以太网，实现高速度无瓶颈平衡式数据传输，实现其拓扑结构采用总线型或环型，也可两者混用。为保证可靠性，设置双网，其传输介质采用光纤。
2.2.4应将各项功能合理的配置，尽量的减少规约转换环节，以保证优先满足调度端及远方控制中心的可靠性、实时性及“直采直送”的要求。
2.2.5系统考虑配置两台当地监控主机，二台远动及通讯工作站、两台操作工程师站、一台五防终端(由微机五防厂家提供,实现与监控主站通信)。两台监控主机、两台远动及通讯工作站并行运行，互为热备用。两台主机切换应为在线无延时切换，切换过程中不应有对所辖测控装置中断监控及信息丢失等现象发生。设置单独的电量采集系统（不含在综自系统报价中）。该电量采集系统应能满足中调、地调对电量采集的要求。
2.2.6 间隔级控制层采取相对集中的布置方式。220kV、110kV、35kV及主变等间隔层设备布置在主控制室内。
2.3 系统功能
2.3.1 概要
综合自动化系统是应用自动控制技术、计算机数字化技术和数字化信息传输技术，将变电所二次设备（包括控制、保护、测量、自动装置、远动终端等）经过功能的重新组合
和优化设计，通过计算机的软、硬件设备代替人工对变电所执行监控、保护、测量、运行操作管理、信息远传、远方监控及其协调处理。
系统的设计、配置和选型应符合国际标淮、国际工业标准以及国内标准。
系统应具备较强的故障软化与容错能力，采用模块化结构，具有系统动态重构能力和一定的冗余措施，在任一单个硬件或软件失效时，应能防止系统信息的丢失或影响系统主要功能。
综合自动化系统的功能（按集控站考虑）将包括：
•数据采集与处理
•报警处理
•事件顺序记录和事故追忆功能
•控制和保护功能
•管理功能
•数据库实时维护
•报表实时维护
•在线统计计算
•画面显示和打印
•时钟同步
•与远方调度的信息交换
•与其他设备的接口
•远方操作的防误闭锁功能
•系统的自诊断和自恢复
•维护功能
2.3.2 数据采集与处理
调度自动化数据采取直采直送方式，通过间隔层 I／O单元进行实时数据的采集和处理。实时信息将包括：
a． 模拟量：电流、电压、有功功率、无功功率、频率、变压器有载调压分接头功率因数和温度量。
b． 状态量（开关量）：事故总信号、断路器、隔离开关以及接地刀闸的位置信号、继电保护装置重要保护信号和安全自动装置动作及报警信号、运行监视信号、变压器有载调压分接头位置等。
c．温度量等一些其它信号。
它来自每一个电气单元的 CT、PT、断路器和保护设备及直流、所用电系统、通信设备运行状况信号等。
主变温度量输入为4-20mA。
模拟量的采集精度应不低于0.5％。电量采集采用交流采样，应符合《交流采样远动终端通用技术条件》(DL／T630—1997)的要求；非电量采用直流采样时，应符合《交流电量变换为直流电量的电工测量变送器》(GB／T13850．1—138502)的规定，且其相应增加的变送器及屏柜应由供方提供并包含在综合自动化系统总的报价中。
交流采样装置出厂时应附精度校验报告，权威计量监督部门的检定合格证书及调校方法说明、详细的技术培训资料、工厂联调测试报告等资料。
所用电信息的采集采用直接交流采样方式，所用电的单相额定电压为交流220V；直流系统的信息采集采用变送器输入方式，直流系统的额定电压为直流220V，该变送器按需方要求提供。
开关量信号输入接口应采用光电隔离和浪涌吸收回路, 应考虑防接点抖动的措施但不应影响事件记录的分辨率。开关量包括报警信号和状态信号。断路器、隔离开关为双位置接点信号，报警信号为断路器及二次设备或保护设备等发出的单接点信息。对于状态信号，自动化系统应及时将其反映在CRT上，对于断路器、隔离开关在检修状态下，在操作工程师站上挂模拟警示牌，以提醒运行人员注意。对于报警信号，则应及时发出声光报警并有画面显示。断路器、隔离开关的位置信号应直接取自辅助接点，不应自HWJ或TWJ取，
避免装置直流电源投退时误发开关分合信号。
自动化系统通过以上数据采集，产生各种实时数据，供数据库更新。系统应形成分布式的数据库结构，在就地控制单元中保留本地处理的各种实时数据。
2.3.3 报警处理
报警处理分两种方式，一种是事故报警，另一种是预告报警。前者包括非操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号。后者包括一般设备变位、状态异常信息、模拟量越限／复限、计算机站控系统的各个部件、间隔层单元的状态异常等。
事故报警的事故总信号上传各调度部门。
每一个模拟量测点将设置低低限、低限、高限、高高限四种规定运行限值，当实测值超出限值时，应发出相应四级报警信号，并设一越／复限死区，以避免实测值处于限值附近时频繁报警。对报警接点，当状态改变时，也应发出报警信号。
报警处理功能：应在当前 CRT画面的提示区显示报警发生时间、对象名称、对象性质等内容的报警语句，并需具备闪光、改变颜色和发出音响的功能（应具有语音报警功能，对报警项目可自动设置）。报警的音响宜区分事故和异常报警的性质，并采用延时发出报警音响的方式，该音响可手动或自动解除。
另外考虑变电所无人值班的需要,可将报警信号划分为三类：
第一类：必须立即召唤操作队赶赴现场处理的信号；
第二类：必须及时召唤操作队赶赴现场处理的信号；
第三类：可留待巡视人员到现场察看时处理的信号。
报警信号具体划分可根据报警信号的性质、再根据调度所或控制中心运行管理的实际需要对这二类信号进行划分。
其中第一、三类报警信号经现场合并后分别送出，第二类可考虑不再上送。
2.3.4 事件顺序记录和事故追忆功能
断路器和保护信号的动作顺序以 ms级进行记录。S0E分辨率为2ms。能够在 CRT上显示动作顺序，及在打印机上打印。顺序事件应该存档，保存时间可由用户确定。并应满足触点激发(开关量变位)方式和越限告警方式。
事故追忆表的容量能记录事故前1分钟至事故后2分钟全所的模拟量，根据不同的触发条件可以选择必要的模拟量进行记录产生事故追忆表，以方便事故分析，事故追忆表可以由事故或手动产生，可以满足数个触发点同时发生而不影响可靠性，系统应该能够同时存放5个事故追忆表。
2.3.5 控制和保护功能
2.3.5.1 对变电所各电压等级断路器、有载调压开关、主变220kV和 l10kV中性点隔离开关、220kV、l10kV及35kV隔离开关、接地刀闸的编码锁电源闭锁等采用遥控。对遥控的设备应根据调度或上级管理站给定的命令：可在控制中心站由值班／调度员远方直接操作，也可在变电所就地通过自动化系统的主控级由操作队进行操作，同时还必须在
测控柜上配置就地/远方转换把手和分/合操作把手，上述控制方式可相互切换，并自动闭锁。接地刀闸、母线接地器、直流及所用电设备、 UPS、消防、保安设备等由操作队现场直接控制，不作为遥控对象。
2.3.5.2 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和管理权限。并能记录下操作员的操作记录。
2.3.5.3 同一时间，输出设备只接受一个主站的命令，禁止其它主站的命令进入，其优先级为测控柜上的硬手操、主控制室的键盘操作、控制中心遥控。
为了防止误操作，在任何控制方式中都必须采用分步操作，即选择、返校、分步执行、安全闭锁。
2.3.5.4 在键盘控制情况下, 通过 CRT画面显示出被控对象的变位情况，CRT上应该有单线图显示及闪光指示。
2.3.5.5 间隔级控制层的 I／O上应有当地显示操作面板，支持就地监视及操作功能。
2.3.5.6 对220kV和110kV的所有断路器，自动化系统应该有单相同期功能，同期电压输入分别来自断路器两侧PT的单相电压，而且各 I／0能根据运行需要投／退同期功能，能实现检无压合闸，有压检同期合闸方式。
2.3.5.7 对每一台220kV、 l10kV、35kV断路器的控制输出应该有 l付用于合闸，1付用于分闸。
对220kV、l10kV、35kV隔离开关和主变中性点隔离开关及主变35KV侧进线隔离开
关的控制输出应该有l付用于合闸，l付用于分闸，l付用于停止。对接地开关的电磁锁回路的控制输出应该有 l付用于接通。（暂考虑遥控，可不接入）。
对变压器的分接头调节的控制输出应该有 l付用于上升，l付用于下降，l付用于急停，并具备滑档自动刹车功能。
2.3.5.8 对任何断路器的每一个手动（合或分）操作，I/O系统应该各自提供合闸 l付常开接点（当 I/O单元发出合闸命令时闭合并保持到 I/O单元再发出跳闸命令后自动返回）用于不对应启动重合闸。分闸 l付常开接点（当 I/O单元发出分闸命令时闭合并保持到 l／0单元再发出合闸命令时自动返回）用于重合闸放电回路。
2.3.5.9 控制逻辑应能使所选的输出继电器保持足够时间的状态，以便命令可靠地执行。
2.3.5.10 对主变有载调压和无功补偿设备（电容、电抗器）的投切控制采用远方控制中心直接操作和就地自动调节及就地人工操作的方式；综自系统应能用软件实现无功自投，并且设置投/退无功自投的硬压板。
2.3.5.11 35kV部分间隔级的测控及保护：
a) 35kV部分间隔级单元宜采用测量、控制、保护合一的装置，装置电源和控制电源分开。集中组屏，设置在主控制室内，35kV保护应考虑高压室室温对装置的运行影响。
b) 所提供的装置的电能计量应为RS485及RS232接口。
c) 应实现35kV断路器的操作控制、断路器和隔离开关位置状态及控制回路和断路器
的完好性监视等信息采集，设就地/远方转换把手。
d) 保护的配置如下（供参考）：
•35kV电容器：两段过流保护； 两段零序过流（加3U0突变量条件）保护； 电流、电压不平衡保护；过压、低电压保护。
•35kV所变： 两段速断、过流保护；高、低压侧零流保护；零序电压保护；过负荷保护、变压器瓦斯、温度保护。
2.3.5.12 380V所用电分段开关应具有测控及备用电源自投功能。
2.3.6 管理功能
管理功能主要指—些设备工况报告、设备档案的编制和调用。
2.3.6.1 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各设备的运行、测试、接地、锁定等工况报告，对这些报告对以进行修改、检索、显示、打印。
2.3.6.2 设备档案的管理
对各种设备的资料、参数、运行历史，可用数据库的方式予以保存，能由用户修改、检索、统计并生成月、季、年或用户自定义的时段报表、图表并能打印。
2.3.7 在线统计计算
根据采样的 CT、PT实时数据，能够计算：
2.3.7.1 每一电气单元的有功、无功功率；各相电流、电压；功率因数；
2.3.7.2 日、月、中最大、最小值及出现的时间。
2.3.7.3 日、月、年电压、功率因数合格率的分时段统计，包括最大值、最小值超上限百分比，超下限百分比及合格率。
2.3.7.4 变压器负荷率及损耗计算。
2.3.7.5 所用电率计算。
2.3.7.6 统计断路器正常、事故跳闸次数、停用时间和月、年运行率等数据。
2.3.7.7 变压器的停用时间及次数。
2.3.7.8 统计计算和报表能按用户要求生成周、月、季、年或用户自定义的统计时段的上述所有统计功能。包括最大值、最小值、平均值、越限时间
2.3.7.9 供方应提供基于与实时、历史库相关联的界面友好的用户自定义报表工具。
2.3.8 画面显示和打印
2.3.8.1 在 CRT上应该能够显示变电所一次系统的主接线图，图上有实时状态和有关的实时参数值，例如有功、无功、电流、电压、频率、主变分接头等，并且指时潮流方向，该系统按220kV、 l10kV、35kV 电压等级划分的分区接线图及按单元划分的单元接线图也能够被显示。
2.3.8.2 在 CRT 上应该能显示二次保护配置图，图中能反映各套保护投切情况，整定值等。
2.3.8.3 在 CRT 上应该能显示一张表，表明所有的实时和统计数据及限值。
2.3.8.4 按时间变化、显示某些测量值的曲线，220kV、110kV、35kV的电压棒图及某些趋势曲线，时间刻度和采样周期可由用户选择。监控系统能显示35kVⅠ、Ⅱ段母线相电压及3U0电压，监控系统判断35kV母线接地时，相应的3U0电压及母线相电压的趋势曲线。
2.3.8.5 储存某些历史负荷曲线及包括某些历史事件的一些画面，需要时，可显示在CRT上。
2.3.8.6 显示某些图表及画面，例如：
变电所主接线图
直流系统图
所用电系统图
变电所监控系统运行工况图
各保护监控单元通讯运行工况图
开关量状态表
各种实时测量值表
历史事件及某些重要数据表
值班员所需要的各种技术文件。例如：主要设备参数表，继电保护定值表，操作票等等。
2.3.8.7画面及数据表一览表
2.3.8.8报警显示
2.3.8.9时间、频率及安全运行日显示
2.3.8.10值班表、日表、月表、年表及召唤打印表
自动化系统将按可设定的时间间隔采集不同的输入数据、保存这些信息在存储器里一定时间，这些信息将每班、每天或每月自动地按预定的格式打印，日报、月报、年报存储2年，操作员可以随时调阅这些信息，报表中的数据也列以手动输入。
2.3.8.11 借助于实时和历史数据库，报警打印机能够打印一些图表，
例如：
断路器跳闸次数表，表中应区别事故跳闸和手动跳闸。
越限报警和事故追忆表。
事件和顺序事件记录表。
操作记录表，内容包括操作员名字，操作时间，内容顺序和结果。
能够拷贝任—时刻的 CRT画面。
各种储存的技术文件打印。
2.3.8.12 报警打印机可以召唤打印。
2.3.8.13 所有显示和打印记录应该汉化。数据越限、死数据应通过不同颜色显示以提示值班员。
2.3.8.14 所有画面和报告格式可以用交互的手段去实现，并且可以加密。
2.3.9 时钟同步
综合自动化系统应具有与GPS系统对时和与调度端对时2种方式，用串行口接收GPS发出的时钟信号或采用硬接点输入方式对，对时误差1ms。
2.3.10与远方调度的信息交换
本自动化系统设远动工作站或远动通信站，系统应具有信息分层不小于3层的功能。
可与中调、地调进行信息交换（中调、地调各四个通信接口），按中调、地调要求执行,且数据库的修改不相互影响。本系统应设置与中调、地调间通信的硬、软件模块，其功能和技术指标应满足与调度之间的信息传送要求，满足调度通信规约要求。
通信规约：规约可在规约库中任选。包括CDT、DNP3.0、ICE-870-5-101（102、103、104）等规约，满足本系统与各种自动化装置及系统通信规约的要求，新的规约要求应免费升级规约库。
与中调、地调有主备两个通道。通过光纤通道发送，采用全双工通信方式，遥测越死区传送、通信变位传送、电度量定时冻结传送，遥控“选择返送校核执行”程序运行，结构组态和处理参数由调度端下装。应能正确接收、处理、执行地调及控制中心的遥控命令。能向上级站上送变电所的实时工况，运行参数及调度管理必须的有关信息，具体传送信息见施工统计。
传送速率：中调和地调分别为300—9600bPs和300一1200bPs。
远动信息传送时间要求：遥测涮新时间不大于3S；
遥信变位响应时间不大于2S；
遥控、遥调命令传送时间不大于4S。
传送方式：模拟、数字专线及网络（36K~2M），具有上述三种接口，模拟、数字接口加光隔。
2.3.11 与其他设备的接口
2.3.11.1与电量采集装置的接口
电量采集器采集的电量除了通过专线和网络上传电量数据外，还需实现与监控系统之间的通信，并将电量数据以表格形式在CRT上显示，能打印出正点报表。
2.3.11.2 与继电保护设备的接口
变电所内保护信息的输入方式可分为两类：1、接点输入方式；2、通过通信接口或保护信息管理机输入保护信息，规约采用DL/T667-1999中的103规约。
接点输入方式：保护装置的重要信息以开关量接点的方式输入每个电气单元的I/O系统。
通信接口或保护信息管理机输入方式：主变保护、线路保护、母线保护、安全自动装置、低频减载装置等微机保护信息通过“光口”直接送至站控层或经保护信息管理机送至站控层，其它小型智能设备如直流设备、无功自投装置、在线绝缘监测设备等通过RS—232C或RS—485标准串行口经规约转换器送至站控层，综自厂家应负责各保护装置与站级网络的通信，确保保护信息接入微机监控系统，保护系统的正常运行。可在通信处理器或后台机监视与各个保护装置的通讯报文，以便维护。
微机保护信息管理机直接与站级网络相连，具有与微机继电保护装置信息交换功能，
确保保护信息能上送到人机工作站。相应的保护动作信息、保护定值可在人机工作站上调用，保护具有多套整定值存储和切换功能，自动化系统可远方/就地实现整定值的切换，以适应运行方式的变化。
自动化系统应能处理分别来自I/O单元和保护装置的接点信息，协调和统一信号动作时间，提供分类、查询、和显示打印。
2.3.11.3与直流系统的接口：
直流系统的开关量信号及模拟量信号除进入自动化系统实现遥信、遥测外，还需实现直流系统高频开关电源监控模块与自动化系统之间的数字通信，以便远方控制中心能全面监视直流系统的工作状况。此外直流巡检装置也应实现与后台监控系统的通信功能。要求带变送器，对直流重要信号应能够直接采集。
2.3.11.4与微机选线的接口
运行人员通过微机选线装置监视线路是否接地。
2.3.12 与微机五防系统的接口
本所另外配置独立的微机五防系统，综自系统在站控层通过通信接口要与其共享自动化系统的信息，以实现全所的防误操作，且综合自动化系统应与防误闭锁系统在接口上实现无缝连接，遥控操作的合法性检查必须通过微机五防系统，并且能够根据运行需要选择有闭锁／解除闭锁进行操作。能对运行人员的电气设备操作步骤进行监测、判断和分析，以确定该操作是否合法、安全。若发生不合法操作，应对该操作进行闭锁，并打印显示信
息。
微机五防系统应能统一进行操作预演的方式，并应考虑当系统控制失灵时，具有紧急解锁的应急措施。
2.3.13 系统的自诊断和自恢复
自动化系统应该能够在线诊断系统的软件、硬件运行情况，一旦发现异常能够发出报警信号。
自诊断的范围包括：
• I/O单元、主机、人机工作站、工程师工作站、远动工作站、自诊断到模件能故障。
•各类通道故障（含与 I/O单元和与保护装置的通信通道）。
•系统时钟同步故障（含与保护的时钟同步）。
•外设故障
•软件运行出格
在自动化系统诊断到软件运行出格时，应能自动发出报警信号，并能自动恢复正常运行， 且不丢失重要的数据；单个元件的故障不得引起整套装置或于系统的误动，在系统诊断出硬件故障后，自动发出报警信号，在硬件故障排除后系统能自动恢复正常运行，而不影响其它设备的正常运行。具备watchdog功能，能自动启动重要进程。
2.3.14 维护功能
维护功能指变电所负责管理计算机监控系统的工程师通过工作站对该系统进行的诊断、 管理、维护、扩充等工作。
2.3.14.1 数据库维护
工程师用交互方式在线对数据库中的各个数据项进行修改、查询和增删，可修改的内容为：
•各数据项的编号
•各数据项的文字描述
•对数字量的状态描述
•各输入量报警处理的定义
•测量值的各种限值
•测量值的采集周期
•测量值越限处理的死区
•测量值传换的计算系数
•数字输入量状态正常、异常的定义
•电能量计算的各种参数
•输出控制的各种参数
2.3.14.2 功能维护
自动控制功能的启动停止，对各种应用功能运行状态的监测，各种报表的在线生成和显示画面的在线编辑。
2.3.14.3 站控系统的故障诊断
对计算机站控系统的各个设备进行状态检查，并通过画面只观表示出来，通过在线自诊断确定故障发生的部位，并发出报警信号，检查、诊断的结果可显示、打印出来。
2.4 性能及指标
2.4.1 系统的可用性
综合自动化系统的设计应充分考虑在各个工程环境中的不同因素，以保证在现场安装后立即适用并稳定可靠运行，系统年可用率应大于99.9％。
2.4.2 系统的可维护性
系统的硬件、软件设备应便于维护，各部件都应具有自检和联机诊断校验的能力，应
为工程师提供完善的检测维护手段及工具软件，包括在线的和离线的，以便于准确、快速进行故障定位。一般性故障应能由工程师在现场自行处理。同时，应充分考虑所具有的技术支持条件，保证即使发生严重故障也能及时排除。
软件应有备份介质（光盘），便于工程师安装启动，应用程序应易于扩充，数据库存取为用户程序留有接口并提供开发平台的源程序和界面条件，便于用户自行编制的程序加入系统中运行。
2.4.3 系统的可靠性
综合自动化系统在工程现场运行必须具有很高的可靠性，其平均无故障时间 MTBF要求为 : 主要设备大于20000小时，系统总体大于20000小时；每个单元设备的平均维修时间 MTTR小于35小时。系统的 MTBF从正式交接证书生效之日起开始计算，两年为限。
遥控执行可靠率大于99.99％。
2.4.4 系统的容错能力
软、硬件设备应具有良好的容错能力 , 当各软、硬件功能与数据采集处理系统的通讯出错，以及当运行人员或工程师在操作中发生一般性错误时，均不引起系统的任何功能丧失或影响系统的正常运行。对意外情况引起的故障，系统应具备恢复能力。
2.4.5 系统的安全性
在任何情况下，硬件和软件设备的运行都不能危及变电所的安全稳定运行和工作人员
的安全。
计算机监控系统主站、远动工作主机与其它系统进行数据传输，应按照变电站、发电厂二次安全防护规定，增加隔离装置。
2.4.6 系统的抗电磁干扰能力
系统应具有足够的抗电磁干扰能力，符合 IEC、GB、DL标淮，确保在变电所中的稳定运行。满足2.1(6)条的要求，并提供型式试验报告。
2.4.7 系统主要技术指标
2.4.7.1 CPU及网络负荷率
所用计算机的 CPU平均负荷率：
正常状态下： ≤30％
事故状态下： ≤50％
网络正常平均负荷率≤25％，在告警状态下10s内应小于40％。
存储器的存储容量满足二年的运行要求，且不大于总容量的60％。
2.4.7.2 测量值指标
•交流采样测量值综合误差精度≤0.5％
•直流采样测量值综合误差精度≤0.2％
•越死区传送整定最小值≥0.5％
2.4.7.3 状态信号指标
•信号正确动作率≥99.9％
•数据采集装置 S0E分辨率≤2ms
2.4.7.4 系统实时响应指标
•控制命令从生成到输出时间：≤1s
•模拟量输入值越死区到人机工作站CRT显示：≤2s
•状态量及告警量输入变位到人机工作站CRT显示：≤2s
•全系统实时数据扫描周期：≤2s
•画面整幅调用响应时间：实时画面≤1s；其他画面≤2s
•打印报表输出周期：按需整定
2.4.7.5 遥控正确率≥99.99%
遥调正确率≥99.99%
遥信正确率≥99%
遥测的A/D转换误差≤0.2%
2.4.7.6 事故追忆
•事故前：三帧
•事故后：五帧
•连续事故：5组
2.4.7.7 实时数据库容量
•模拟量：1500点
•开关量：7500点
•遥控量：1000点
2.4.7.7 历史数据库存储容量
•历史曲线采样间隔： 1—30min，可调
•历史趋势曲线，日报，月报，年报存储时间≥2年
•历史趋势曲线≥300条
2.5 综合自动化系统容量及规模
2.5.1 工程概况：
2.5.1.1变电所的建设规模见下
序号 项 目 最终规模 本期规模
1 主变压器 X×180000kVA X×180000kVA
2 220kV进出线 XX回 X回
3 110kV进出线 XX回 X回
4 35kV并联电容器 X×XXXXXkvar X×XXXXXkvar
5 35kV所变 X×XXXkVA X×XXXkVA
2.5.1.2 电气主接线
2.5.1.2.1 220kV最终进出线XX回，XX个电气元件，电气主接线采用双母线三分段接线。
2.5.1.2.2 110kV最终出线XX回，XX个电气元件，电气主接线采用双母线三分段接线。
2.5.1.2.3 35 kV不出负荷线，XX个电气元件，电气主接线采用单元式单母线接线，本期上第一段部分单元。
2.5.3 调度关系
金凤220kV变电所由宁夏调度中心、地区调度所实行二级调度和管理。综合自动化系统向2个调度所传送远动信息。
电气主接线图见附图
2.5.4 信息量统计
2.5.4.1 摸拟量（见表1）
2.5.4.2 数字量（见表2）
2.5.4.3 电能量（见表3）
2.5.4.4 控制量（见表4）
因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容