调度自动化系统体系结构设计1.doc

四川大学网络教育学院
大专生（业余）毕业论文（设计）

题 目 汕头地区电网调度自动化系统体系
结构设计
办学学院 四川大学电气信息学院
教学部 汕头经济管理干部学院
专 业 电气系统及其自动化
年 级 03春
指导教师 周步祥
学生姓名 陈贤江
学 号 FH1031U2073

2005年 02月20日

调度自动化系统体系结构设计

学生：陈贤江 指导教师：周步祥
摘 要
电力调度自动化系统在电力系统的运行生产中，通过完善基础自动化、建设调度数据网及安全防护体系等工作，使地区电网调度自动化水平真正适应电网发展的需要，正确地对电网的调度自动化系统进行设计。将使电能的生产、传送、分配和使用获得最大的技术经济效益，并为电力系统的发展提供重要的数据和依据。集中全力指挥全网安全、经济和优质运行，同时极大地提高电网安全运行水平，提高电网事故的处理效率，减少停电损失。
本次调度自动化体系结构设计，将以调度自动化毕业设计任务书为基础，在指导教师的指引下，充分展现学生通过课堂学习对调度自动化系统体系功能的理解，达到增进知识、提高实际工作能力的目的。

关键词：调度自动化；体系结构；设计

目 录
前言
第一章 设计依据
1.1 设计要求
1.2 系统总体结构设计分析
1.3 功能要求分析
第二章 设计目标
第三章 设计原则
第四章 设计内容
4.1电网结构
4.2调度自动化系统功能
4.3基准厂站布置
4.4基准厂站的主接线设计
4.5信息的组织原则
4.6基准站信息的组织和信息量
4.7调度中心主站计算机系统结构
4.8调度自动化系统的技术指标
结束语
参考文献

前 言
电网调度自动化系统是确保电网安全、优质、经济地发供电，提高电网调度运行管理水平的重要手段，是电力生产自动化和管理现代化的重要基础。我国电网调度自动化工作起始于五六十年代，经过几十年的发展，目前已达到较高水平，并已成为各级电力调度中心的基本需要，为我国电力工业的进步做出了巨大贡献。
　　随着电力工业体制改革的进一步深化，电力市场的进步探索，对电网调度自动化不断提出新的要求，电网的运行和控制越来越依赖于完善、先进和实用的调度自动化系统；同时，现代科学技术日新月异，许多新理论、新方法、新器件不断出现，也为电网调度自动化技术的不断进步和设备的不断更新提供了技术和物质的保证。
　　现代电网调度自动化系统的内涵也在不断丰富、发展，不仅包括EMS、DMS以及电能量自动计量系统、调水自动化系统等，还将包括电力市场技术支持系统的有关内容。
但在实际运行过程中，由于调度自动化系统自身也可能出现各种异常情况，如:自动化系统故障、网络中断、数据采集通道中断、系统软件异常等，倘若发生异常情况而没有及时发现，则可能导致调度人员无法进行正常的调度指挥，严重时可能影响整个电网的安全运行，造成巨大的经济损失。
　　为贯彻国家电力体制改革方针，把公司办成一个以盈利为目标、并具有竞争能力的市场主体。电力企业必须依靠科技进步，加强科学管理，提高管理档次，利用现代信息技术建立一个能够最大限度满足电力市场需求的电力网架结构，因此电网调度实现自动化势在必行。
南方电网有限公司汕头供电分公司调度开发了自动化综合监控系统。该系统是以运行和管理为出发点，针对目前电力系统自动化的需求和特点，保障自动化系统安全、稳定、连续、有效的运行，并且考虑到电力系统自动化未来的发展，而开发研制的一套自动化综合监控系统。该系统的投运，机构要预先通过大量的计算分析，制定对付意外事故的安全措施，装设安全自动装置和继电保护设备，做好事故预想和处理预案，防范于未然。一旦电网发生故障，调度就要按地区电网实际情况并参考处理预案，迅速、准确地控制故障范围，保证电网正常运行，并避免对电力用户供电造成影响；遇到严重事故时，为保证主网安全和大多数用户的正常供电，调度将根据具体情况采取紧急措施，改变发输电系统的运行方式，或临时中断对部分用户的供电。故障消除后，调度要迅速、有序地尽快恢复供电，尽量减少用户停电时间。
该系统是针对调度自动化机房设备集中、运行环境要求高而设计的，集成了全方位的监测、报警和控制设备，实现了对机房环境的实时监控;同时通过与EMS系统、电能量自动采集系统、MIS系统互联，进行实时交互通信，监视自动化系统中各节点、进程和通道的运行状态，通过对各种实时数据的分析处理，对系统频率异常、联络线潮流不平衡、重要厂站数据不刷新等异常情况进行实时监视，真正实现了“数据级监视报警”。报警信息可通过电话、传呼、短信等多种方式及时通报值班员及相关责任人，并具有远程WEB查询、监控等功能。实现了自动化系统环境及运行状态的自动监控，提高了自动化系统的运行管理水平。
调度自动化系统的另一重要任务是，保证电能质量，保持频率、电压、波形合格。这就必须时刻保持发电和用电的瞬时平衡。由于电能不能大量贮存，而用户的用电是随机的，要时刻保持供需平衡，就要求调度必须提前预计社会用电需求，并依此进行事前的电力电量平衡，编制不同时段的调度计划和统一安排电力设施的检修和备用。在实际运行过程中调度一方面要依靠先进的调度自动化通信系统，密切监视发电厂、变电站的运行工况和电网安全水平，迅速处理时刻变化的大量运行信息，正确下达调度指令；另一方面要实时调整发电出力以跟踪负荷变化，满足用电需求。
在实际的调度过程中，还需要综合考虑国家能源政策和环保政策，以及电源分布、负荷需求、电网结构以及防汛、环保等因素，按照公平、公正的原则合理安排发电，实现发电资源的优化利用，以提高国家电力能源利用效益。
本次调度自动化体系结构设计，将以调度自动化毕业设计任务书为基础，在指导教师的指引下，充分展现学生通过课堂学习对调度自动化系统体系功能的理解，达到增进知识、提高实际工作能力的目的。

第一章 设计依据
一、设计要求
(1) 地区电网调度自动化设计技术规程，DL 5002-91；
(2) 电力系统调度自动化设计技术规程，DL 5003-91；
(3) 地区电网调度自动化功能规范；
(4) 地区电网调度自动化系统基本指标；
(5) IEC60860-5-101基本远动配套标准；
(6) 电网调度自动化系统运行管理规程；
(7) 电力系统实时数据通信应用层协议；
(8) 地区电网数据采集及监控系统通用技术条件；
(9) 地区电网调度自动化系统实用化验收细则；
(10) 电网调度自动化文件汇编；
(11) 实现变电站无人值班对调度自动化系统的基本要求；
(12) 电网调度自动化毕业设计任务书；
(13) 电网调度自动化毕业设计指导书。
二、系统总体结构设计分析
（1）使用集线器构成网络结构，网络速率100Mb/s，配置双前置机/数据服务器、双调度员工作站、管理信息工作站、远动维护工作站、生产工作站、用电工作站、局长工作站、智能多串口、双切开关、调制解调器柜、卫星钟等，以后还可根据具体情况任意增加工作站。系统的网络结构关系到系统运行的稳定性，可靠性，是保证整个系统运行的最佳方案。当系统设备任意部分出现故障时，可切换备用设备运行。管理信息工作站是运用管理软件分析采集的数据，使管理水平智能化。通过采集和分析的数据，使远程维护工作站、生产工作站、用电工作站、局长工作站共享数据，给管理者和决策者提供分析问题解决问题的方法。
（2）操作系统采用LINUX或Windows2000/XP。系统平台考虑先进性。
三、 功能要求分析
在满足电力部颁发的《地区电网调度自动化系统技术规范》和《地区电网调度自动化系统实用化要求》的基础上增加以下功能。
（1）软件平台功能
①数据库；
②制图程序；
③遥控功能；
④事故报警功能；
⑤电压监测功能；
⑥在线设备管理；
⑦电量管理；
⑧事件并发处理功能、事件顺序记录；
⑨遥信封锁功能；
⑩动态着色功能。
（2）电网调度管理应用软件分析与开发。
通过电网调度工作的实际应用，分析工作中实际问题的解决方案，开发相应的电网自动化管理软件。 包括：
①申请票、命令票、运行日志等票据和记录的处理；
②电网运行简报的自动生成；
③电压无功自动调整；
④对变压器负荷进行管理；
⑤停电时间统计；
⑥系统维护功能。
系统实施后的效果 ：根据供电系统的地区电网调度自动化的要求，设计总体方案结构并分析了结构的作用。通过阐述各种自动化系统功能，分析了调度自动化系统设计应达到的要求，满足地区电网调度自动化实用化标准。通过SCADA数据采集，把采集的数据进一步分析，指导生产、管理与决策，使电力市场不断完善，并创造更好的经济效益，为用户提供更优质的服务，为我国的信息产业的发展做出更大的贡献。
电网调度自动化是为电网调度管理服务的，因此调度自动化系统设计应与调度管理体制相一致。现代化电网调度自动化系统应与统一调度分级管理相适应。这样可节省通道和提高投资效益。在实现电网分层控制时各级调度应组成信息交换网，信息一般采用逐级传送方式。本次调度自动化系统体系结构毕业设计不涉及调度管理体制方面的内容，仅从技术的角度进行考虑，以毕业设计任务书作为设计依据，电网网络接线示意图如下：

2
220/110/10KV 变电站
1
110/10KV 变电站
K
监控中心
图1 电网结构地理拓扑图

第二章 设计目标

  新一代的电网调度自动化系统应考虑到Internet/Intranet技术对电力企业的影响，在设计、开发时应以SCADA功能为基础，DA/DMS、AM/FM/GIS、MIS及其他子系统为扩展功能的、具有一体化平台的网络化、多功能系统。 
     ①系统的硬件方面：采用最新的、高可靠性的微型计算机硬件技术，作为系统工作站、服务器的硬件平台。有条件的也可采用最新的RISC 或UNIX工作站系统。
     ②系统的软件方面：调度自动化系统的操作系统采用新一代的Microsoft Windows NT/2000；数据库采用高性能的商用关系型数据库，如MS SQL Server，Oracle，Sybase等，使系统软件配置标准、规范；系统的输出形式采用Microsoft Office 的Excel 等优秀工具软件，使报表系统更加方便易用；软件结构采用网络分布式的客户/服务器模式。 
本次调度自动化系统体系结构设计本着学以致用、加深《电力系统调度自动化》知识的理解和结合学生工作实践经验的原则，在指导老师的引导下，达到以下设计目标：
⑴、充分理解现代调度自动化系统包括的含义；
⑵、熟悉调度自动化系统的功能；
⑶、熟悉并巩固变电站主接线图的设计方法和相关规范；
⑷、掌握调度自动化系统的设计原则；
⑸、掌握电力系统中调度自动化基准厂站选择的方法和原则；
⑹、掌握调度信息的组织和信息量的估算；
⑺、掌握调度中心主站计算机系统的结构；
⑻、掌握调度自动化系统应该达到的技术指标；
⑼、掌握电网结构分析的基本知识。

第三章 设计原则
本次电网调度自动化系统体系结构设计必须遵循以下原则（本次毕业设计侧重系统的体系结构）：
（1）稳定性：应用于电网中的调度自动化系统，稳定性是第一位的。落后的系统会增加技术人员掌握的难度，甚至导致系统无法发挥作用；
  （2）实用性：坚持人机对话简洁、明了、方便的原则，且能完成调度系统与MIS系统之间的信息共享；
  （3）易维护：系统的硬件设计与选择应具有通用性，系统的软件设计应具有远程维护功能；
  （4）先进性；
  （5）可扩性；
   (6) 伸缩性：可根据实际需要及资金情况灵活组成大、中、小型各类系统，网络可选用10M或100M高速以太网，计算机可选用IBM PC、Alpha工作站等机型，系统规模可随时扩充、软硬件可随时独立升级，充分保护用户投资。  
 (7)灵活性：灵活方便的图形生成和组态工具—工作轻松快捷组成系统的各功能模块，多数要能做到"即装即用"；
专用的图表生成及组态软件，专用的数据库生成及管理软件，图表生成及组态软件备有专用的电力系统图形元件库，任何复杂的图形、报表、曲线、棒图等均可唾手可得、一笔画就。多窗口、多画面、多层次、动态缩放显示、三维立体图形。全图形界面，易于使用和维护。
   (8)安全性： 系统硬件采用冗余设计，保证系统的不间断可靠运行；由操作系统、数据库以及应用软件的操作等级三方面来满足严格的安全操作要求。 
(9)系统有统一的模块化电网描述数据库；
(10)系统必须能够进行高效的实时数据处理；
(11)系统要有友好方便的人机界面；
(12)系统要有功能强大的电子报表软件，具有灵活的报表处理功能，并能做到图文并茂；
（13）系统对大量的历史数据具有强大的归纳分析和趋势预测功能。

第四章 设计内容
4．1电网结构
根据调度自动化毕业设计任务书的电网接线图所示，该网络由11个110/10kV变电站和3个220/110/10kV枢纽变电站构成，该电网有如下结构特点：
⑴、电网由21条110KV输电线路构成主干网架，经过11个110/10KV变电站和和3个220/110/10KV枢纽变电站实现网内互联；
⑵、电网可实现8个环网运行方式，电网整体输电可靠性较高；
⑶、220/110/10KV枢纽变电站既作为110KV输电线路的骨干节点，又作为5个环网运行的枢纽开关站，在本电网中占有相当重要的地位，同时又可作为向更高一级电网过渡的连接节点；
⑷、电网调度监控中心位于其中1个110/10KV变电站；
变电站D、L的出线数最多，而变电站G是终端变电站。电网结构分析如下：
站名
A
B
C
D
E
F
G
H
I
J
K
L
M
N
出线数
4
2
2
5
3
4
1
4
5
2
3
3
2
2
备注
220KV
一般
一般
出线数最多监控中心
一般
一般
一般
一般
出线数最多
一般
一般
一般
终端
一般

4．2调度自动化系统功能
现代的调度自动化系统包括三种含义：采集和变换信息、通信设备传送信息和调度中心使用信息。调度自动化系统收集、处理电网运行实时信息，通过人机联系系统把电网运行状况集中而有选择的显示出来进行监控。调度人员可以借此统观全局，集中全力指挥全网安全、经济和优质运行。调度自动化系统安全监控功能的实现，同时极大地提高电网安全运行水平，提高电网事故的处理效率，减少停电损失。各类地调在考虑调度自动化系统时，应使其具有数据采集和监控(SCADA)的功能，但在具体实施过程中应根据调度职责范围、调度自动化现状、基础设备自动化条件，按照由低至高、由易到难的原则恰当确定总体功能。各类地调应该逐步实现遥控和遥调功能，有条件时可建设无人值班遥控变电站。但遥控、遥调功能实现取决于调度的需要、良好的一次设备、高可靠性的远动终端和通道等因素，其中良好一次设备和通道对于众多地调来说不是短期内可以解决的。各类地调应本着稳妥可靠的方针，经过试点逐步的实现遥控、遥调的功能。
调度自动化系统的功能，分为以下四级：
⑴、直接控制，用于减少停电事故；
⑵、优化控制，用于提高技术经济效益；
⑶、适应控制，使系统具有事故适应能力；
⑷、综合控制，对系统进行全面管理，提高经济效益。
系统的功能级别越高，电力系统运行特性和经济效益也愈高；对信息的传送和处理能力的要求也愈高。要设计、监理好一个调度自动化系统，并要使它的功能充分发挥出来，使一项非常重要的任务，需要对电力系统的运行特性和要求有清晰的了解，又要在信息的传送、处理和计算机的应用方面，综合地规划和设计。调度自动化系统的四级功能见下表：

调
度
自
动
化
系
统
功
能
第一级：
直接控制
1、运行参数的安全检测和控制
2、自动发电控制
3、运行安全的分析
4、无功和电压控制
第二级：
最优控制
1、经济调度控制
2、发电计划控制（水火电出力最优计划）
3、系统运行安全最优控制
4、负荷管理
第三级：
适应控制
1、短期负荷预测（发电计划控制）
2、系统能量管理
3、系统紧急控制
4、系统恢复控制
第四级：
综合控制
1、最优潮流控制
2、系统动态过程控制
3、系统可靠性控制
4、长期负荷预测（结构控制）
5、系统发展规划控制
6、总效益核算控制
电力调度自动化系统在电力系统的运行生产中，起着举足轻重的作用，正确地对电网的调度自动化系统进行设计，将使电能的生产、传送、分配和使用获得最大的技术经济效益，并为电力系统的发展提供重要的数据和依据。随着ERP不断发展，电力调度自动化系统与ERP之间的联系越来越紧密，形成能量管理系统EMS，它包括SCADA、发电计划、发电控制、网络分析和调度员培训仿真系统等丰富的电力生产软件管理功能。
为了保证系统正常必须有一个完善的管理手段，对各个调度控制台及类人员赋予不同使用范围及使用权限。一般根据业务需要至少应有3个等级，如：
1） 操作员级：可以进行全部操作。
2） 调度员级：级系统受理外的其他操作。
3） 其他运行管理人员级：只能调看画面，修改相关表格。
4．3基准厂站布置
基准厂站的选择按照冗余度高、校核厂站数少的原则进行选择，随着无人值班变电站的普及和调度自动化系统对厂站信息可靠性要求的不断提高，一般要求冗余度r≥2，平均冗余度r-＞2,以满足提高可靠性的需求。为便于方案比较，对电力网络中的各厂站编号如下：

基准厂站方案对比选择见下表：
方 案 编 号
1
2
3
校 核 站
A、D、F、H、I
D、F、I
A、D、F

冗

余

度

A
4
3
3
B
2
1
2
C
2
2
2
D
5
3
3
E
3
3
3
F
3
2
2
G
2
2
2
H
5
4
3
I
4
3
3
J
2
2
2
K
2
2
1
L
2
1
1
M
1
1
1
N
3
2
2
平均冗余度（r-）
2.71
2.21
2.14
选择结果
淘汰
备选
备选
根据上表所示基准厂站选择方案比较结果分析，三个方案均达到了冗余度r≥2，平均冗余度r-＞2的可靠性需求,由于基准站的最优方案判据需要满足基准站数量少而且要求信息冗余度高，于是对通过对三个方案的比较，第二个方案站数有三个，即图中的D、F和I变电站，方案2作为本次体系结构毕业设计基准厂站布置的实施方案。
4．4基准厂站的主接线设计
按照上节基准厂站布置选择的结果，方案2作为基准厂站的布置方案，为了巩固课堂学习知识的理解和应用，结合本次毕业设计的目的和要求，即基准变电站D和电气主接线结构最复杂非基准变电站H作为电气主接线设计和遥测、遥信信息表设计的代表变电站，达到增进相关知识学习和强化记忆的目的（为便于叙述，在以下的篇幅中将上述两站统称为基准站D和基准站H）。
根据毕业设计任务书内容所示，D、H两站的主接线基本情况如下表：
序号
项 目
变电站D
变电站H
1
220KV出线路数
／
/
2
110KV出线路数
6（预留2回）
5（预留1回）
3
10KV出线路数
10
10
4
主变压器台数
2
2
5
备 注
监控中心
枢纽站
变电站电气主接线的设计和电气设备的选择以及动稳定、热稳定的校验在此不再赘述（学生本次课程设计题目为：《发电厂电气部分》课程设计—降压变电所），基准厂站D和H的主接线图见附图：
⑴、 毕业设计基准变电站D主接线图
⑵、 毕业设计基准变电站H主接线图
4．5信息的组织原则
根据相关调度自动化设计技术规程，信息的组织和信息量的计算，可参照如下规定：
4.5.1 有人值班厂站的远动信息
4.5.1.1属地调直接调度管辖的220kV及以上电压等级输变电部分的远动信息可参照部颁DL5003—91《电气系统调度自动化设计技术规程》的有关部分进行设计。
4.5.1.2 发电厂、变电站应向直接调度的地调传送下列遥测量：
（1）发电厂总有功功率、总无功功率及有功电能量；
（2）调相机组总无功功率；
（3）跨地区联络线有功功率、无功功率及分别计算的双向有功电能量；
（4）110kV输电线路的有功功率或电流；
（5）35kV输电线路的电流或有功功率；
（6）旁路断路器的测量内容与同级电压线路相同；
（7）三绕组变压器两侧有功功率和电流；
（8）双绕组变压器的单侧有功功率和电流；
（9）计量分界点的变压器加测无功功率和双向有功电能量；
（10）母联、分段、分支断路器电流；
（11）10～110kV系统电压监视点电压。
4.5.1.3 根据调度的需要在设备的可能条件下，发电厂、变电站可向直接调度的地调传送下列遥测量的一部分：
（1）梯级水电厂上下游水位；
（2）当发电厂单机容量超过地区电网总负荷的5%且不小于50MW时，加测单机有功功率和无功功率；
（3）110kV输电线路的无功功率；
（4）10kV重要线路的电流；
（5）35kV及以上电压等级用户直配线路有功功率，必要时加测有功电能量。
4.5.1.4 发电厂、变电站应向直接调度的地调传送下列遥信量：
（1）厂、站事故总信号；
（2）调度范围的断路器位置信号；
（3）110kV联系线主要保护（一般为高频、距离、零序保护）和重合闸动作信号；
（4）枢纽变电站110kV母线保护动作信号。
4.5.1.5 根据调度需要和设备可能，发电厂、变电站可向直接调度的地调传送下列遥信量的一部分：
（1）发电机、变压器、调相机内部故障总信号；
（2）发电机由发电转调相运行方式的状态信号；
（3）有载调压变压器抽头位置信号（无条件时可给出上下限位置信号）；
（4）自动调节装置运行状态信号（如中小型水电厂发电机功率成线调节装置等）；
（5）影响系统安全运行的越限信号（如过电压、过负荷，这些信号也可在调度端整定）；
（6）110kV旁路断路器主要保护（一般为高频、距离、零序保护）和重合闸动作信号。
4.5.1.6 根据调度需要和设备可能，地调可向直接控制的发电厂、变电站传送下列遥控、遥调命令：
（1）重要的110kV以下断路器的分合；
（2）成组程控装置的投切；
（3）无功补偿装置断路器的投切（包括电容器组、电抗器等）；
（4）有载调压变压器抽头位置调整；
（5）成组控制装置整定值调节。
对于有人值班的厂站，遥控调的主要目的是提高地区电网安全运行。对电网安全运行需要而又具备可控条件的设备，可以按遥控调方式进行设计。这类设备一般在地区电网调度自动化设计中统一考虑。
4.5.2 无人（少人）值班厂站的远动信息
目前，随着变电站综合自动化的发展进程，无人值班、无人值守的变电站不断增多，生产现场的可视化及环境监控问题，如防火、防盗、防渍、防爆等就显得不容忽视，而远动系统传统的“ 四遥”功能——遥测、遥信、遥控和遥调却不能支持这一目的。于是，具备警戒作用的“遥 视”功能便成为现代远动系统的一项新内容。现代计算机技术、多煤体技术和通信技术的发展，已能成熟地实现图像、声音信号的数字化，以及对音像信号的处理和远距离传送，在技术上成为可能使远动系统增加“遥视”。
　　遥视功能主要是实现在调度中心观看生产现场的实景，同时还应具备警戒甚至能启动安全设施的功能，如启动消防系统、排水系统、音响警告非法闯入者等。
        建设无人值班变电所的原则是：坚持新建与改造相结合，以实现变电所自动化和调度自动化为基础，以提高电网安全运行水平和提高企业经济效益为目的。
4.5.2.1 根据调度管理的需要和电气设备状态，地区电网的变电站和小水电厂可按无人值班遥控方式设计；
4.5.2.2 遥控方式无人值班厂站远动信息应遵照DL5003—91《电力系统调度自动化设计技术规程》相关章节的规定。少人值班和非遥控方式无人值班厂站远动信息可视具体情况参照执行。
4.5.2.3 无人值班厂站根据调度需要和设备可能，可向地调增送下列遥测量的一部分：
（1）10kV线路电流；
（2）10kV母线电压；
（3）10kV母线旁路、母联、分段、分支断路器的电流；
（4）三绕组变压器第三侧电流；
（5）并联补偿装置的电流；
（6）站用变压器低压侧电压；
（7）直流母线电压；
（8）110kV线路有功电能量；
（9）110kV降压变压器的有功电能量，其中三绕组变压器有两侧测量。
4.5.2.4 无人值班厂站根据调度的需要和设备可能，可向上一级调度机构增送下列遥信量的一部分：
（1）反映运行方式的隔离开关位置信号；
（2）110kV线路主要保护（高频、距离、零序保护）和重合闸动作总信号；
（3）主变压器重瓦斯、差动保护和复合电压电流闭锁保护动作总信号；
（4）低频减载动作（按组）信号；
（5）10～35kV断路器事故跳闸总信号；
（6）10～35kV系统接地信号；
（7）直流系统接地信号；
（8）控制方式由遥控转为当地控制的信号。
4.5.2.5 无人值班厂站根据调度的需要和设备可能，可向上一级调度机构增送下列全部或部分预告信号：
（1）断路器控制回路断线总信号；
（2）断路器操作机构故障总信号；
（3）变压器油温过高、绕组温度过高总信号；
（4）轻瓦斯动作信号；
（5）变压器或变压器调压装置油位过低总信号；
（6）继电保护、故障录波器、调压装置故障总信号；
（7）距离保护闭锁信号；
（8）高频保护收信信号；
（9）消防报警信号；
（10）大门打开信号；
（11）远动终端遥控电源消失信号；
（12）远动终端UPS交流电源消失信号；
（13）远动终端下行通道故障信号。
4.5.2.6 根据调度需要和设备可能，上一级调度机构可向无人值班厂站增发以下遥控命令：
（1）110kV以下断路器分合;
（2）变压器中性点接地刀闸分合;
（3）高频自发信起动;
（4）距离保护闭锁复归;
（5）预告信号的复归。
4.5.2.7 不宜用遥控方式进行同期操作，同期操作宜由厂站同期装置实现。
4.5.2.8 不宜遥控方式进行事故保护装置的复归。保护装置的复归应在现场进行。
4.5.2.9无（少）人值班厂站远动信息是在有人值班厂站远动信息基础上增加这两条内容，以便地调能较全面掌握无人值班变电站运行状况，提高其运行可靠性和操作质量。
4．6基准站信息的组织和信息量
4.6.1结合上述设计规程，对本次毕业设计基准厂站遥测量、遥信量的设计如下：
毕业设计基准变电站D状态信息表
点号
遥测1
遥测2
点号
遥测1
遥测2
点号
遥测1
遥测2
1
UA110Ⅰ
UB110Ⅰ
27
IA6
IB6
53
P14
COSφ14
2
UC110Ⅰ
UAB110Ⅰ
28
IC6
Q6
54
IA15
IB15
3
UA110Ⅱ
UB110Ⅱ
29
P6
COSφ6
55
IC15
Q15
4
UC110Ⅱ
UAB110Ⅱ
30
IA7
IB7
56
P15
COSφ15
5
UA10Ⅰ
UB10Ⅰ
31
IC7
Q7
57
IA16
IB16
6
UC10Ⅰ
UAB10Ⅰ
32
P7
COSφ7
58
IC16
Q16
7
UA10Ⅱ
UB10Ⅱ
33
IA8
IB8
59
P16
COSφ16
8
UC10Ⅱ
UAB10Ⅱ
34
IC8
Q8
60
IA17
IB17
9
3U0110Ⅰ
3U0110Ⅱ
35
P8
COSφ8
61
IC17
Q17
10
3U010Ⅰ
3U010Ⅱ
36
IA9
IB9
62
P17
COSφ17
11
HZ110
HZ10
37
IC9
Q9
63
IA18
IB18
12
IA1
IB1
38
P9
COSφ9
64
IC18
Q18
13
IC1
Q1
39
IA10
IB10
65
P18
COSφ18
14
P1
COSφ1
40
IC10
Q10
66
IA19
IB19
15
IA2
IB2
41
P10
COSφ10
67
IC19
Q19
16
IC2
Q2
42
IA11
IB11
68
P19
COSφ19
17
P2
COSφ2
43
IC11
Q11
69
IA20
IB20
18
IA3
IB3
44
P11
COSφ11
70
IC20
Q20
19
IC3
Q3
45
IA12
IB12
71
P20
COSφ20
20
P3
COSφ3
46
IC12
Q12
72
IA21
IB21
21
IA4
IB4
47
P12
COSφ12
73
IC21
Q21
22
IC4
Q4
48
IA13
IB13
74
P21
COSφ21
23
P4
COSφ4
49
IC13
Q13
75
IA22
IB22
24
IA5
IB5
50
P13
COSφ13
76
IC22
Q22
25
IC5
Q5
51
IA14
IB14
77
P22
COSφ22
26
P5
COSφ5
52
IC14
Q14
78
T1T
T2T

点号
遥 信 内 容
79
遥 信 字 1
绝缘110Ⅰ
绝缘110Ⅱ
绝缘10Ⅰ
绝缘10Ⅱ
母差110
母差10
1T轻瓦斯
1T重瓦斯
遥 信 字 2
1T温度升高
1T温度过高
1T过负荷
2T轻瓦斯
2T重瓦斯
2T温度升高
2T温度过高
2T过负荷
80
遥 信 字 1
厂变温度升高
厂变温度过高
厂变过负荷
厂变电压过低
厂变电压过高
直流电压过高
直流电压过低
直流屏异常
遥 信 字 2
合闸开关1
合闸开关2
合闸开关3
合闸开关4
控制开关1
控制开关2
控制开关3
控制开关4
81
遥 信 字 1
1QF位置
1QS位置
1QF差动
1QF过流
1QF过负荷
1QF后备
1QF备用
1QF备用
遥 信 字 2
2QF位置
2QS位置
2QF差动
2QF过流
2QF过负荷
2QF后备
2QF备用
2QF备用
82
遥 信 字 1
3QF位置
3QS位置
4QS位置
4QSD位置
3QF高频
3QF距离
3QF零序
3QF装置异常
遥 信 字 2
4QF位置
5QS位置
6QS位置
6QSD位置
4QF高频
4QF距离
4QF零序
4QF装置异常
83
遥 信 字 1
5QF位置
7QS位置
8QS位置
8QSD位置
5QF高频
5QF距离
5QF零序
5QF装置异常
遥 信 字 2
6QF位置
9QS位置
10QS位置
10QSD位置
6QF高频
6QF距离
6QF零序
6QF装置异常
84
遥 信 字 1
7QF位置
11QS位置
12QS位置
12QSD位置
7QF高频
7QF距离
7QF零序
7QF装置异常
遥 信 字 2
8QF位置
13QS位置
14QS位置
14QSD位置
8QF高频
8QF距离
8QF零序
8QF装置异常
85
遥 信 字 1
9QF位置
9QF过流
9QF过负荷
9QF后备
15QS位置
16QS位置
1TV异常
2TV异常
遥 信 字 2
10QF位置
29QS位置
10QF差动
10QF过流
10QF过负荷
10QF电流一段
10QF电流二段
10QF装置异常
86
遥 信 字 1
11QF位置
30QS位置
11QF差动
11QF过流
11QF过负荷
11QF电流一段
11QF电流二段
11QF装置异常
遥 信 字 2
12QF位置
17QS位置
18QS位置
单相接地
12QF电流一段
12QF电流二段
12QF电流三段
12QF装置异常
87
遥 信 字 1
13QF位置
19QS位置
20QS位置
单相接地
13QF电流一段
13QF电流二段
13QF电流三段
13QF装置异常
遥 信 字 2
14QF位置
21QS位置
22QS位置
单相接地
14QF电流一段
14QF电流二段
14QF电流三段
14QF装置异常
88
遥 信 字 1
15QF位置
23QS位置
24QS位置
单相接地
15QF电流一段
15QF电流二段
15QF电流三段
15QF装置异常
遥 信 字 2
16QF位置
25QS位置
26QS位置
单相接地
16QF电流一段
16QF电流二段
16QF电流三段
16QF装置异常
89
遥 信 字 1
17QF位置
27QS位置
28QS位置
单相接地
17QF电流一段
17QF电流二段
17QF电流三段
17QF装置异常
遥 信 字 2
18QF位置
29QS位置
30QS位置
单相接地
18QF电流一段
18QF电流二段
18QF电流三段
18QF装置异常
90
遥 信 字 1
19QF位置
31QS位置
32QS位置
单相接地
19QF电流一段
19QF电流二段
19QF电流三段
19QF装置异常
遥 信 字 2
20QF位置
33QS位置
34QS位置
单相接地
20QF电流一段
20QF电流二段
20QF电流三段
20QF装置异常
91
遥 信 字 1
21QF位置
35QS位置
36QS位置
单相接地
21QF电流一段
21QF电流二段
21QF电流三段
21QF装置异常
遥 信 字 2
22QF位置
22QF过流
22QF过负荷
22QF电流一段
37QS电流二段
38QS电流三段
3TV异常
4TV异常

毕业设计基准变电站H状态信息表
点号
遥测1
遥测2
点号
遥测1
遥测2
点号
遥测1
遥测