机等不同的通信网络所构成，完成电能量信息、模拟信息以及数字信息等方面的搜集，同时把数据转发传递至后台。
（3）间隔层基于电气进行间隔配置，主要由如下的设备所构成：保护监测、保护设备与测控设备等。网络中不同节点的设备处于独立的状态，此110kV站进线主保护的110 kV的南瑞RCS?9613CS微机综保，110 kV主变压器测控设备是南瑞NSR600RF系列的测试控制设备，110 kV规格的测控设备是南瑞NSR600RF系列的测试控制设备，各类保护测试控制设备分散地安置于开关柜内。间隔层通过RS485或是CAN总线和通信管理机加以通信，而站控层则经由通信管理层媒介管理并通信间隔层的相关装置，接收且下发各类监测命令，且经由高速以太网和通信单元的信管理机加以连接，拥有良好的抵抗干扰的性能，基本上能够满足监视控制系统的相关功能所需。可参见下图3-1所示：
以太网 以太网 PC485通信接口 总控1柜 总控2柜 远动柜 双CAN网 485总线 监控柜I/O 监控柜I/O 监控柜I/O 保护测控 保护测控 通信管理机 汽机DCS 锅炉DCS 网络交换机-B网 网络交换机-A网 操作员站1 操作员站2 工程师站1 工程师站2 值长调度机 五防工作站
CAN总线
保护测控 保护测控 图3-1 NS2000变电站综合自动化系统通讯网络体系的内部结构图
NS2000系统的数据搜集与处理功能方面，该变电站综合自功化系统的监控系统能够同步、精确并有效地实现监控整座变电站，从而使其处于安全的状态中。110 kV变电站的站控层把监控运作时所涉及到的各类同步数据基于种类划分为以下4类：①遥测量，包括电压与电流、主变温度、有功与无功功率以及功率的因数等。②遥信量，包括故障总信号、断路器以及刀开关方位等各类一次性的设施情况。③电能量。包括脉冲电能量与数字电能量。④保护数据。包括保护测量值、保护自诊断信息、保护定值与保护事件等。
站控层的监控装置在收到现场监控单元所搜集的设施运作情况、运作参量与检测值，储存至同步数据库中，当做报警、控制与制表等的根据。
(1)搜集模拟量。基于交流采样的模式测试三相电压与三相电流，演算出有功无功功率以及功率因数等指标。
(2)检测开关量。关键是事件秩序记录(SOE)以及普通开关量(DI)。其中，监控系统所应用的是中断模式响应的相关信号数据，基于它产生变位的先后秩序基于毫秒级单位的时间分辨率展开秩序的记录，并记下相关的遥信量(包括故障信号与断路器分合闸等)。在系统接收上述量时，会马上中断目前所实施的程序，并迅捷地转移至事件处理程序并记录下相关的事件SOE。而DI则一般应用的是定时的扫查模式记录下遥信量(如设备状态、故障信号和隔离开关位等)，若出现变位现象，须马上传递至上位机，通过系统附加时间戳。
(3)搜集电能量。此变电站使用的是通信模式，完成电能(涵盖有功与无功电能)方面的搜集，并可以完成分时式累加以及平衡电能等功能。
在变电站的数据库管理方面，NS2000系统运作的是Microsoft SQL Serve数据库，由于SQL Serve数据库的功能完善而又强大，且提供了有关SCADA系统所规范的主要数据表。通常用户仅仅基于同步数据库展开数据的交换，而同步数据库在需要时则能够储存内存的数据，即将其储存至SQL数据库内。监控分体系构建同步数据库，储存并持续性地更新源自于I／O单元与通信接口的所有同步
数据，通过多样化的图表、报表与走势曲线图等表示变电站全部的状态信息，并构建起相应的历史数据库，储存且定期地更新所需储存的历史数据以及运作报表数据。采用SQL技术确保整个体系可以快捷、高效而又安全地处理好容量不小的数据，从而确保变电站综合自动化系统处于稳定的状态，强化了数据储存的时效性。
NS2000变电站综合自动化系统在显示功能方面，主要显示的是变电站的电气主接线，涵盖母线与线路带电状况、不同断路器情况与刀开关状态等，电压级别不同，显示的颜色自然也并不相同，现实检测值显示于相应的方位。在变电站产生故障之际，同步事件窗口智能化地打开，列表也会显示出产生事故的时间、报警值、信号的名称与变量名与等，同时显示出对变电站进行浏览的各种历史数据及其报表等。
NS2000变电站综合自动化系统还具有事故的追忆性能，即开启预定性事件，而触发事件则一般为设备的状态出现了变化，该触发事件及其发条件均能够加以界定，且可以和有关的数据能够被储存至历史库内。记下事件产生前后不同时间段的相关数据，而追忆内容则能够进行自定义，同时能够调整故障前后的追忆时间段。
基于系统中事故整体信号的出现情况，及时地记下此点前后时间所搜集的模拟量与遥信量数值，同时在追忆时间的间隔中出现一系列的运作事件，包括保护事件、命令操作记录、越限告警、装置自检以及SOE信息等。
3.2保护测控装置
NS2000变电站综合自动化系统在110kV 城南变电站中的保护测控装置组成主要如下：母线为双母线、2个进线间隔、2个出线间隔等——以上均为110kv规格；1个母联间隔、2个电压互感器间隔等。其中，110kV进线与母联间隔所采用的保护设备是PSL629 保护装置。规格为110kV的母线测控与相应的保护配置见下：首先，通过3台PSR662规格的测控装置实现测控110kV规格的进线与母线的目的，同时使用1 台PSR662型的测控装置实现测控110kV 母联的目的；其次，通过1台PSP691型的备用电源进行自投式的测控装置。
3.3微机监控信息的搜集与处置
3.3.1 110kV变电站的远动相关信息与配置
110kV变电站在监控系统方面需搜集不少的信息，主要应用在当地的监控，同时基于所需传递有关的信息至上级的监控系统或是调度中心处，这类信息即称之为远动信息，涵盖遥信、遥控、遥测、遥调、计数脉冲、系统时钟、时间秩序记录与数字值等。NS2000变电站综合自动化系统在城南110kV变电站中的电压等级各不相同，由于在整个电网中所发挥的效果相异，因而所需搜集的远动信息亦存在着差异性。监控系统所搜集的信息主要有：搜集模拟量(即遥测)与搜集状态量(即遥信)等。基于搜集的遥测与遥信信息、操作者控制指令与计算研究的结果等，发出遥调与遥控的指令，并实施输出内容，也就是通常所说的“四遥”。
3.3.2变电站远动信息内容
根据110KV变电站的相关要求，llOKV变电站的远动信息配置主要有以下的几个方面：
（1)遥测量。包括110KV线路包括有功功率与无功功率以及有功电能与电流。110无功补偿设备无功功率以及主变油温等非电参量。主变高压侧主要包括有功功率与无功功率。110KV母联断路器有功功率、无功功率和电流，各母线电压，馈出线有功功率和电流等。
（2)遥信量。包括通信设备工况信号、隔离开关方位信号、母联保护动作信号、中性点接地隔离开关方位信号、110KV线路关键保护动作信号、变电站事故总信号，断路器方位信号、110kv线路断路器重合闸动作信号、110KV母线保护动作信号以及主变保护动作信号等。
（3)遥控量。包括隔离开关的投切以及断路器分与合控制等。 3.3.3远动信息的技术要求
（1)遥测量。模拟量在遥测综合方面的误差为不超过1.5，而遥测的合格率必须不低于98％，遥测的精度为0.2级，A／D的转换精度不超过0.2％，模拟量的输入值在4～20mA或是±5V。
（2)遥信量。其正确率不可低于98％，输入的方式是不存在着源接点。 （3)遥控量。其误动作率不得超过0.01，输出方式是源接点(接点的容量为
Dc220V，2．5A)
（4)通信。传递模式为CDT或是POLLING，而通信规约则是：部颁问答式规约、IEc60870-5-101～104规约DNP3.O规约以及部颁循环式规约等。
3.3.4远动信息的配置宗旨
第一，远动信息搜集须考虑到信息的完整度与同步性等要求； 第二，信息的搜集须满足调度管理和监控所需；
第三，远动信息的搜集须严格地遵从相关的规定内容，尽可能地削减上传的信息量，规避因为太多地占据网络与数据库等资源。
3.3.5变电站综合自动化系统对电量的模拟性遥测
首先对遥测信息的配置与搜集模式的界定。基于以上分析，110KV变电站综合自动化系统在微机监控方面所应用的是间隔层单元NSC681，主要是对现场装置模拟量进行监控与测量，其中，测控的保护单元7SJ62主要负责的是被保护设施的模拟量进行检测，同时将通讯与后台连接。基于初设的条件，监控系统所需的模拟量关键有：交流电压（标记为U）、交流电流（标记为I）、有功功率（标记为P）以及无功功率（标记为Q）等。本论文中所涉及到的遥测仅仅检测的是线路以及母线电压与电流，然后基于电压与电流来得出对应的功率数值等。在最初设计要求的前提下，基于变电站所呈现的状况及商家的配置情况，变电站现实中的遥测量配置主要有：（1)110kV进线的三相电流与零序电流、母联三相电流与零序电流。（2)110KV电压母线的相电压与开口的三角式电压。（3)变压器高压与低压的侧电压与电流。（4)并联式补偿设备的电压与电流。（5)出线与馈出线电流(其电压已通过母线加以检测)。（6)变压器的油温等。
其次，直流母线电压主要通过直流电源设备展开智能化的检测，同时经由通信传递至到监控体系中。模拟量和温度量的搜集和处理的原则为：这二者实际为一类同步改变的量，是基于一定扫查周期展开搜集的。基于被检测的现实改变速度而应用相应的扫查周期。至于改变速度并不明显的量，诸如温度量等，则能够应用有一定规模的扫查周期。至于须展开故障追忆、改变速度偏大的量，所应用的扫查周期须偏小。基于电力体系有关变电所微机监测体系所设置的相关规定，就监控体系内对电气量所应用的扫查周期须在3s之内；非电气量须在10s之内。