及信息传输，通讯介质采用光纤。全站采用三层设备一层网络方案，SMV、GOOSE、MMS、IEEE1588共网传输方式，站控层设备、智能组件及主变保护测控装置均接入该层网络。

2.1.3 自动化系统网络设备配置 2.1.3.1 站控层设备配置

站控层设备按无人值班站需求配置，设备主要包括：1台主机/操作员站/工程师站服务器(三位一体)、1台远动通信装置、1台网络通信记录分析装置、1台站域控制装置、1台网络打印服务器，以及网络设备、软件系统以及其它智能接口设备等等。

站控层设备全部采用组柜式安装，布置在二次设备间内，形成全站的监控、管理中心，并实现与远端调度的通信。 2.1.3.2 间隔层及过程层配置

a）66kV进线及内桥

根据该站的运行方式，66kV进线不配置保护。66kV进线及内桥的智能终端实现测控功能。

66kV内桥的保护测控一体化，单独组屏，布置在二次设备室内，66kV进线、PT及内桥的合并单元布置在与内桥的保护测控装置共同组一面屏。

b）主变

主变配置主、后备电气量保护和测控一体化装置。主变保护测控装置单独组柜，布置在二次设备室。主变非电量保护由配置在就地的本体智能终端实现。

c）10kV间隔

10kV并联电容器组、站用变压器及10kV线路等采用智能10kV开关柜，10kV开关柜内配置保护、测控一体化装置。 2.1.3.4 网络配置

站控层设备配置一台交换机16电口交换机、主变及66kV间隔配置1台交换机24口交换机（12电口，12光口）、10kV设备配置1台24口交换机。本期共配置3台交换机。

2.1.4 自动化系统的高级应用 2.1.4.1网络拓扑动态着色

系统应能够根据网络拓扑结构和开关、刀闸的实时状态，确定各种电气设备

的带电、停电、接地等状态，并电气主接线图上用不同的颜色表示出来。其中：不带电的元件统一用一种颜色表示；接地元件统一用一种颜色表示；正常带电的元件根据其不同的电压等级分别用不同的颜色表示。 不带电、接地及不同电压等级的颜色都可以由用户定义，系统提供方便的修改工具。

系统应提供断路器/刀闸变位驱动或人工召唤二种启动方式，并可辨别遥信状态错误，经确认后自动校正网络结构。 2.1.4.2可视化展示功能

可视化展示功能用于提供直观高效的手段揭示变电站设备的运行状况,突出显示预警信息、告警信息，及时洞察已存在的异常和潜在的事故隐患，加强对电网宏观信息的把握。

可视化展示方式包括但不限于：

? 变电站三维图显示变电站一次接线三维实景和一次设备的运行状态。 ? 仪表盘指针结合数字方式显示电流、电压、潮流情况 ? 饼图、棒图等2D、3D图形显示各段母线电压情况、统计数据 ? 光字牌显示告警信息

? 动态图形和颜色展示自动化设备运行状况、网络及通信通道连通情况 2.1.4.3智能告警

建立由专家的知识构成的知识库，并以此为依据对电网告警信息在线判别过滤，按照类型和轻重缓急分页面显示，并提供处理方案。

? 信号的过滤及报警显示

系统应建立多个告警分类显示窗口页面，每个页面能由用户根据需要激活或关闭。

告警分类显示窗口页面应至少分为六类：时序信息页面、提示信息页面、告警信息页面、 事故信息页面、检修信息页面、未复归告警信息页面。

其次，告警信息还应可以按照单元划分、显示，并可由用户任意定义单元，至少应包括线路（包括开关分合闸信号、开关机构信号、保护信号、模拟量。

? 告警信号的逻辑关联（知识库）

系统的知识库用来存放专家提供的知识, 建立告警信号的逻辑关联关系，比如断路器SF6泄漏报警与断路器控制回路断线关联，以便进行逻辑推理，判断故障。

系统中的知识库与系统程序应相互独立，用户可以通过改变、完善知识库中的知识内容来提高推理水平。

? 推理技术（推理机）

系统应采用神经元智能网络技术、模糊推理技术等技术，能够根据一系列告警信息在线实时、正确地推理出发生的事故及异常，并提供给值班员相应的和处理方案建议。

每个事故及异常都应准备好正确的处理方案，存入告警处理方案库。 2.1.4.4 故障信息综合分析决策

对包括事件顺序记录信号及保护装置、相量测量、故障录波、故障测距等数据进行数据挖掘、综合分析，提供故障时刻信息完整的综合展示；综合稳态数据、暂态数据和动态数据对故障过程进行全景事故反演；建立故障分析模型，依赖故障分析专家系统进行智能分析，推断出故障时间、可能的故障位置、故障类型和故障原因，并给出故障恢复策略，指导运行人员快速进行故障恢复或通过故障恢复策略引导智能控制模块自动进行故障的恢复。 2.1.4.5 自动电压无功控制

变电站自动电压无功控制(AVQC)作为电压无功分散调节、控制的一种方式，基于站内SCADA实时系统，执行预先制定的一系列控制措施，以达到消除电压越限，减少网损的控制目标。其基本原理都是9 区图，有些在此基础上进行了改进和完善，增加了分区的原则，变成了13 区图或15 区图；有些对边界进行了模糊处理。

变电站电压无功综合自动调节的实现方法有二种:

(l)采用硬件装置。对并联补偿设备的数据进行采样，通过逻辑运算和控制实现电压和无功自动调节，以保证负荷侧母线电压在规定的范围之内及进线功率因数尽可能高，有功损耗尽可能低的一种装置。

(2)使用软件VQC。VQC是在就地监控主机上利用现成的遥测、遥信信息，通过运行控制算法软件，用软件模块控制方式来实现变电站电压和无功自动调节。用这种方法可以发展为通过调度中心实施全系统电压与无功的综合在线控制。这是保持系统电压正常、提高系统稳定度均较强，各种信息采集齐全。

无功电压分散控制方式具有无法克服的局限性。由于信息源的有限，变电站AVQC 系统不能实时反映电网运行方式的变化，而运行方式的不同亦决定了分区

边界的不同。根据计划运行曲线确定边界是非常困难和不易维护的，有时甚至是不正确的。这些都导致了变电站的VQC 系统存在较多问题，以至现场投运率不高。因此，变电站AVQC功能只能作为电网AVC的一种后备方式。

站控层各项功能主要依靠站控层后台主机完成，功能越多，对计算机处理能力和可靠性要求越高，而变电站运行环境不利于商用计算机设备的运行，难以满足高可靠性要求。另一方面，党校66kV变电站将采用无人值班运行管理模式，由监控中心对变电站进行集中监控，而监控中心监控系统具备变电站自动化系统站控层的所有功能，不能依赖于变电站自动化系统提供相应的功能。因此，为合理利用设备资源，降低工程造价，本设计建议变电站自动化系统配置基本功能和网络拓扑动态着色高级应用功能，其余高级应用功能建议配置在控制中心实现。 2.1.5 保护配置 2.1.5.1 66kV系统

a) 系统保护配置

本期党校变第一回66kV出线接入220kV西郊一次变，在220kV西郊一次变侧配置1套微机距离保护；第二回出线接入66kV西郊二次变，在66kV西郊二次变侧配置1套微机距离保护。因此，本期党校变侧不需要配置66kV线路保护。

b) 66kV内桥配置过流保护（含充电保护），采用保护测控一体装置。 2.1.5.2主变压器保护配置

主变压器采用微机保护，具体配置如下： (a) 本体保护

本体重瓦斯、调压重瓦斯跳变压器两侧开关，轻瓦斯、调压轻瓦斯、油温高、油位高低、压力释放等发信号。主变测控屏上安装有载调压控制器及带数字输出接口的温度显示器。 (b) 主保护

采用二次谐波制动的比率差动保护及电流速断保护。 (c) 后备保护

主变高、低压侧均设复合电压闭锁过流保护，过负荷发信号及闭锁主变调压。 2.1.5.3 10kV系统保护配置 a) 10kV出线保护

10k出线测、保护一体，配置三段式电流保护及三相一次重合闸，分散式低