商丘宁陵35千伏柳河变增容改造工程可行性研究报告
（4）新增10kV馈线、分段、电容器保护为微机型保护测控装置。 （5）新增35kV出线为微机型保护测控装置。保护采用过流速断。 （6）新增两面电度表屏。 4.2 调度自动化 4.2.1 调度关系
根据电网运行管理规定，35kV柳河变归宁陵县调调度和管理运行，为保证电力系统调度管理、继电保护和远动信息化传输需要应在35kV柳河变和宁陵县调之间建立专用通信通道。本工程远动信息接入地区调度自动化系统主站时，应考虑适当的远动接口调试费。 4.2.2 远动信息
远动装置的设计是依据《地区电网调度自动化设计技术规程》（DL5002-91）、《远动终端通用技术条件》（GB/T13729-1992）进行，本站的综合自动化系统应具有遥测、遥信、遥控、遥调功能，可以与地区电网调度自动化系统之间传递、交换继电保护、远方监控信息，并接受调度的指令。根据《电力系统调度自动化设计技术规程》，本变电所远动信息如下：
1）遥测量
全站总有功功率、总无功功率；
主变压器各侧有功功率、无功功率、电流；
35kV、10kV线路有功功率和无功功率、有功电能量、电流； 各母线电压、频率； 所用变低压侧电压； 主变压器档位及油温； 2）遥信量
变电所事故总信号；
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所有断路器位置信号；
35kV、10kV线路保护动作信号； 重合闸动作信号； 主变压器保护动作信号； 变压器油温过高信号； 继电保护装置故障总信号； 4.2.3 变电所远动方案设计原则
远动信息的采集和发送必须保证直采直送，即远动信息的采集、处理、传送和控制命令的执行，其整个过程不允许有其它的中间环节，必须满足电网调度自动化实时性的要求。 4.2.4 远动信息采集方式
变电所采用交流采样远方终端，其功能主要用于采集变电所内的各种数据及信息，并按一定的通信规约将采集的数据送往宁陵县调，同时也接受宁陵县调的命令以实现对其本身运行状态的调节和控制。 4.2.5 远动通道
调度电话与远动通道按一主一备考虑。
远动通道采用光纤通道进行传输，传输速率不低于2Mbit/s。 4.2.6 远动设备配置
远动主机单套配置，实现调度接入要求。将收集的远动数据按照相应规约转发给调度，接受调度下达的远方控制命令，并转发给相应的测控保护装置输出执行。远动通信主机、纵向加密装置、路由器、交换机等集中组屏为远动调度数据网屏一面。 4.2.7 电能量计量、计费系统
目前宁陵县调电能量计量主站系统能够满足对35kV柳河变电站进行电能量数据采集的要求。用户要求：本站建设时需配置一台电能
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量采集装置，应能准确、可靠地采集变电所内计费（考核）关口点上的电能量数据，存储并通过电力调度数据网及电话专线拨号两种方式将电能量数据送至宁陵县调电能计量计费系统。
计费关口点设置
本工程计费关口点设置确定如下： 35kV变电站出线 10kV 线路出线端口
计量关口点的电能表精度均为0.2S级。具有脉冲和RS-485串口两种输出方式，具有失电记录和报警功能，35kV、10kV进出线电能表拟选用三相三线制全数字式电子电能表。 4.2.8 系统通信
35kV柳河变已有宁陵县光环网深圳中兴光设备，并已由110kV石桥变接入宁陵县光纤环网，设备及通道均能，满足本期工程要求，不予变更。 4.3 监控系统
4.3.1 监控系统设计原则
（1）本站改造按无人值班设计，隶属宁陵县调调度管理，配置具有远传功能的站内综合自动化系统1套，系统采用DL/T860标准。将远动和站内自动化系统作为一个整体设计，采用分层分布式的系统，通过交流采样或直流采样，实现对变电站电气设备的遥测、遥信、遥控、遥调，完成常规变电站的控制、测量、保护、信号和远动等多项综合功能。
（2）远动信息及站内自动化信息的采集参照国家经贸委颁布的《35kV-220kV无人值班变电所设计规程》（DL/T5103-2012）执行，以满足调度自动化信息“直采直送”的原则。远动信息的内容按照部颁
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DL/T5002《地区电网调度自动化设计技术规程》、DL/T5003《电力系统调度自动化设计技术规程》的规定和相关调度端、无人值班远方监控中心对变电站的监控要求。 4.3.2 微机监控系统主要功能
系统具备的主要功能如下： （1）数据采集与处理
包括模拟量、开关量以及来自其它智能装置的数字量， 并满足以下要求：
1）模拟量信号采用交流采样方式。
2）变压器的绕组温度和油面温度采用4mA-20mA 信号接入测控装置。
3）开关量信号采用无源接点输入，对断路器及隔离开关等重要开关量信号采用双位置接点输入方式且不得用重动继电器的接点替代。
4）对采集的模拟量、开关量以及来自其它智能装置的数字量应分别进行相应处理。
（2）数据库的建立与维护
1）计算机监控系统应建立实时数据库和历史数据库，并应有相应的管理维护功能。
2）历史数据应能在线存储12个月，所有历史数据应能转存至可长期存档的存储介质。
3）数据库应有极高的安全性，所有经采集的数据均不能修改。 （3）控制与操作
1）控制范围：全站所有断路器、主变压器中性点接地开关、主变压器调压分接开关。
2）控制方式：具有手动控制和自动控制两种控制方式。
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3）手动控制应包括下列各级控制，控制级别由低至高的顺序为： a. 由各级调度中心远方控制； b. 由集控中心远方控制； c. 由变电站的监控系统后台控制；
d. 由间隔层测控屏柜上的手动开关一对一控制； e. 由配电装置处的就地手动开关一对一控制。 4）自动控制包括顺序控制和调节控制。
5）唯一性原则：同一时刻应仅允许一个控制级别的一种控制方式控制，并同时闭锁其它控制级别和控制方式。
6）对控制系统的要求：
a. 可靠性：应可靠地执行控制指令，既不能拒动也不能误动；要有完善的闭锁措施，确保操作正确、可靠；
b. 灵活性：控制系统应满足不同运行方式、不同操作地点的要求； c. 相关性：控制系统与继电保护和安全自动装置、微机五防系统等的联系和接口要满足相关层次要求；
d. 应能监视变电站内与运行相关的各种信号，对控制命令执行的结果要有明显的返回信号。
7）同期：变电站计算机监控系统应具有满足断路器同期要求的功能，同期功能应在间隔层完成。
8）电压无功自动调节功能：要求计算机监控系统提供软件模块，实现对有载调压变压器分接开关档位调节、电容器组投切等综合自动控制。
（4）按运行要求，完成各种参数的统计计算并生成报表。 （5）实现运行监视和报警功能，配置音响或语音报警装置。在调阅历史记录和对设备进行控制时，运行监视和报警功能不退出。
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