变电站监控范文

导语：如何才能写好一篇变电站监控，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

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【关键词】 调控一体化 监控信息 传动调试

为了贯彻国家电网公司加快推进变电站无人值守集中监控的工作，深化完善大运行体系，我监控中心按照工作部署，对220KV变电站的监控信息进行了传动调试，传动验证工作坚持了“安全第一、科学统筹、积极推进”的原则，通过组织领导，统筹兼顾了传动验证与调度安全生产之间的关系，顺利完成传动验证工作。

1 有关部门的职责

传动调试涉及到好几个部门，要做好传动调试工作，相关的部门必须要相互协调，各司其责。

1.1 调度控制中心的职责

调控中心作为监控信息传动调试的枢纽中心，其主要职责有以下：（1）负责变电站信息接入调度自动化系统的专业管理，制订相关管理规定及流程。（2）负责审批、执行变电站信息接入（变更）申请单，对变电站信息接入调度自动化系统进行归口管理，对变电站信息进行审核、接入、验收及归档。（3）负责调度自动化系统主站端的数据维护、通道调试和验收工作，对调度自动化系统主站端信息的正确性和完整性负责。（4）参与整个传动验证过程，核实传动过程中各类信号的对应情况，记录并协调解决传动过程中发现的问题。

1.2 运维检修部

在监控信息的传动调试工作中，其主要职责是：（1）负责变电站输变电设备、辅助设备监控数据接入变电站监控系统的管理；（2）负责新建、改（扩）建、综自改造变电站调控数据接入的协调配合工作；（3）负责配合调控中心进行变电站信息的接入（变更）验收工作，对验收发现的问题进行整改；（4）负责提交变电站调控数据接入（变更）申请，负责提供现场原始点位信息表和信息合并逻辑表，并负责信息对应表的审查；（5）负责传动验收工作中现场施工的安全管理，完善施工现场的组织措施和技术措施；（6）负责变电站监控系统的数据维护，对变电站监控系统信息和功能的正确性和完整性负责。

2 变电站在传动验证前需具备的条件

（1）站端监控系统硬件设备和软件系统已在现场安装、调试完毕。（2）对于配置图形网关机的变电站，站内一、二次设备运行“四遥”信息均满足《变电站调控数据交互规范（试行）》的相关要求，有条件的宜采用《220kV变电站典型信息表》，并全面、准确、可靠接入调控中心；全站事故总信号能够可靠触发，间隔事故总信号的触发以及监控信息分类应满足《变电站调控数据交互规范（试行）》或《220kV变电站典型信息表》要求。（3）调控端监控画面清晰，一次系统图、交流系统分图、直流系统分图完整并符合现场实际情况，应用功能齐全。（4）具有经审核无误的现场遥信点位表和信号合并逻辑表。

3 传动验证内容及方法

3.1 对传动验证的一般要求

（1）变电站一次设备新建、扩建、技改、检修和设备命名变更等情况下，新增或更改接入调度自动化系统监控信息的，在完成监控信息接入后应进行验收。（2）变电站综自系统改造和调度自动化主站系统更换等情况下，影响接入调度自动化系统监控信息的，在完成相关改造工作后应进行监控信息验收。（3）监控信息接入调度自动化系统传动验证内容包括遥测、遥信、遥控、遥调、监控画面及调度自动化系统相关功能的验证。（4）对于停电的一次设备，遥测、遥信、遥控（调）信息表中所有的信息均需逐一经过验证，遥测、遥信、遥控、遥调验证应采用全回路验证。（5）对于运行的一次设备，遥测、遥信、遥控、遥调的验证应针对信号回路进行验证，不得影响一次设备的正常运行。（6）变电站监控信息接入调度自动化系统传动验证应以本原则为依据，站端的验收及安全措施按相关规定执行。

3.2 相关资料的验收

（1）信息表：遥测、遥信、遥控、遥调信息表应满足国家电网公司《变电站调控数据交互规范（试行）》或《220kV变电站典型信息表》要求。（2）一次接线图：变电站监控信息接入时运维部门应提交相应变电站的一次接线图。（3）设备调度命名文件：变电站监控信息接入时运维部门应提交相应变电站的设备调度命名文件。（4）交、直流系统分图：变电站监控信息接入时应提交相应变电站的交流系统分图、直流系统分图。

3.3 遥测验收

（1）对于停电的一次设备，由现场试验人员通过外加信号源的方式模拟产生电流、电压、温度等遥测信息。对于分相式设备，在各相遥测值加量时应有明显大小差异以区分相别。多个间隔待验收时，应逐路加量以区分间隔。监控人员应检查主站端遥测值与信号源模拟值是否基本一致。（2）对于运行的一次设备，采用核对主站与变电站后台遥测值的方式验证遥测信息，热备用设备的遥测信息待设备转运行后补验收。（3）站端如配置双套数据处理及通信单元，应在主站端逐一比对两个单元上送的遥测信息是否一致。

3.4 遥信验收

（1）对于停电的一次设备，由试验人员通过整组传动、实际操作设备、设备本体上点端子等方式产生遥信信号。监控人员应检查主站端遥信值与现场设备状态完全一致。（2）对于运行的一次设备，由试验人员通过在测控装置信号回路上拆接线或短接等方式来模拟产生遥信信号，禁止采用在数据处理及通信单元上置位的方式来模拟遥信信号。监控人员应检查主站端遥信值与现场模拟情况完全一致。（3）对于运行的一次设备，保护测控一体化的装置不得采用二次回路拆接线或短接等方式模拟产生遥信信号，防止影响保护功能，其遥信验收需结合停电进行。（4）软报文信号（如部分直流信号、智能设备信号、通讯中断信号）无法通过在测控装置信号回路上拆接线或短接等方式来模拟产生，需现场实做以产生信号，应结合停电进行验收。（5）事故总合成信号应对全站所有间隔进行触发试验，保证任一间隔保护动作信号或开关位置不对应信号发出后，均能可靠触发事故总信号并上传至主站端，并且在发出10秒后能够自动复归。其他合成信号（如装置异常等）应逐一验证所有合成条件均能可靠触发总信号并上传至主站。（6）遥信验收时监控人员应同步检查告警窗、接线图画面、光字牌画面，验证遥信信号是否正确变位、信号分类是否正确。（7）站端如配置双套数据处理及通信单元，应在主站端逐一比对两个单元上送的遥信信息是否一致。

3.5 遥控、遥调验收

原则上开关实传工作随设备检修计划开展。站端如配置有双套数据处理及通信单元，应分别锁定两个单元逐一验证遥控、遥调信号。

3.6 监控画面及主站相关功能验证

（1）监控画面验证包括接线图画面验证、光字牌画面验证等，验证内容包括接线图画面是否与现场实际接线方式一致且包含了所有现场设备，设备名称编号是否使用了正确的调度命名，光字牌画面是否准确包含了事故类与异常类信息。（2）数据链接关系验证包括接线图画面链接关系验证、光字牌画面链接关系验证等，验证内容为检查相关遥测数据、光字牌、设备图元是否与数据库正确关联。（3）事故推画面功能验证检查主站端收到变电站事故总信号，同时收到该站开关分闸信号，能否准确推出事故画面。

4 传动验证工作流程

变电站监控信息传动验证工作流程分为三个阶段。

4.1 通道接入调试阶段

首先由检修二次班办理工作票，变电运维班工作票许可开工，然后检修二次班进行远动系统接入调控端自动化系统通道调试，规约调试，在此过程中由调控中心自动化班配合进行，最后检修二次班还要进行信息转发制作，转发表配置至远动机。

4.2 遥测、遥信传动阶段

在这个阶段，首先由检修二次班通知监控班、变电运维班具备传动条件，然后进行信号模拟传动，遥测量传动，所有开关、刀闸位置核对，保护信号传动，在这过程中，调控中心监控班进行相关的验收。

4.3 遥控、遥调传动阶段

在这个阶段，检修二次班首先核对站端与主站遥控点号，检查站端与测控装置遥控点号是否一致，自动化班配合进行遥控点号核对，变电运维班按照工作要求制作安措，并汇报相关调度，通知监控班开始遥控传动，调控中心监控班进行遥控、遥调传动试验，检修二次班现场查看远动通讯报文，核对遥控命令，变电运维班现场查看变压器实际档位变化和实际开关位置，传动全部结束后，监控班、自动化班、检修二次班、运维班共同签字认可。

5 结语

监控信息的传动调试是一项重要的工作，在工作中要坚决贯彻落实《无人值守变电站及监控中心技术导则》的要求，确保变电站接入调控中心监控信息满足集中监控运行需要，重点把握以下必备条件：

（1）变电站应具备功能完备的实时监控系统，具备遥信、遥测、遥调、遥控功能，满足二次安全防护的相关要求。（2）变电站监控信息采集应首先满足《变电站调控数据交互规范》的要求，并按规定接入调度技术支持系统，有条件的宜采用《220kV变电站典型信息表》；目前未实现告警直传方式的变电站，其告警直传信息以调控直采方式接入。（3）除开关实传外，应完成“四遥”信息传动验证。原则上开关实传工作随设备检修计划开展；继电保护和安全自动装置的动作信息、告警信息应传至调控中心。故障录波信息应传至相应的调控中心，在调控中心可远方调阅故障录波报告；纵联保护应具备通道监视功能，其通道告警信息须传至调控中心；变电站站用交直流电源系统的告警信息及母线电压应传至调控中心。（4）变电站应配置全站统一时间同步系统，全站时间统一；变电站应配置工业视频系统，并接入统一视频监视平台。系统应具备远程控制和录像存档查阅功能；变电站安防及消防系统稳定可靠，系统总告警信号应传至调控中心。

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关键词：变电站；监控系统；调试方法

中图分类号：TP311

文献标识码：A

文章编号：1009-2374（2012）16-0117-02

1　改进变电站监控系统调试方法的原因

由于目前66kV变电站典型设计要求，保护测控装置不集中组屏，下放到各个间隔开关柜内，促使系统调试人员要分别在主控室、高压室及开关场内进行工作，如遇到问题还需要分别到设备侧和监控系统侧查找原因，这种方法既浪费人力又耗费时间，增加了工作量，而且多人长时间的传话方式降低了对试的准确性。针对这一实际问题，我小组人员设定“改进变电站监控系统的调试方法”这一课题进行小组活动，并在实践中摸索经验，不断完善，确保了四遥（遥调、遥控、遥测、遥信）的实时性和准确性。

近几年来，随着66kV变电站改造需求的增多，改进方法，提高变电站监控系统的调试速度势在

必行。

在现场工作中我们发现，按照目前变电站典型设计要求，66kV变电站内保护测控装置不集中组屏，下放到各个间隔开关柜内，使监控系统与调试设备之间距离加大，牵扯的调试地点增多，工作中既要严格保证对试信息的准确性，又要确保在工期内完成调试任务，这对现场工作人员来说是很困

难的。

首先，人员不足，需要在监控计算机及一次设备侧分别设置工作人员及监护人员，目前工作现场多，人员有限，很难满足要求。

其次，工作量大、根据相关规程，需要对变电站内各种设备的几千个信息量进行对试，工作强度大，容易出错。

再次，效率低，处理故障时，现场技术人员需要分别赶到设备侧及监控系统侧查找问题原因，待查明原因后方可继续对试，对试中要使用多种通讯设备，不仅降低准确度而且还需要较长时间。

最后，安装设备的地点不集中，由于66kV变电站内保护测控装置不集中组屏，下放到各个间隔开关柜内，使监控系统与调试设备之间距离加大，牵扯的调试地点增多。

由于目前系统内变电站综自改造越来越多，越来越快。而且近年来，保护测控装置不集中组屏，下放到各个间隔开关柜内，延长了监控系统与调试设备之间的距离，给调试人员增加了很大困难，由于下放式的设备结构，陈旧的调试方法费时费力，需多人配合（图1），很难保证在要求工期内完成调试任务。因此调试方法效率低是主要

原因。

如果采用改进后的调试方法，工作人员不用分散在多个工作地点，减少了很多中间环节，调试人员可由原来的4人减少到2人，调试工期由15天缩短成5天，通讯设备仅需一台。

2　改进办法及效果

2.1　新调试方法的实施办法

针对目前主要采用的三种监控系统种类，采取不同的方法实现可靠的“所见即所得”的远程调试界面。

66kV变电站内基于windows xp平台的监控系统，采用系统自身功能实现可靠远程调试界面；66KV变电站内基于Linux平台的Ubantu监控系统，在调试用笔记本电脑上采用Real VNC软件实现可靠远程登录界面；220kV变电站内基于Unix平台的监控系统，采用系统自身功能实现可靠远程调试

界面。

2.2　新调试方法的理论效果

仅需一组工作及监护人员，在实际设备的安全距离以外接入站内网络，使用远程调试界面进行

调试。

调试人员可以亲眼见证实际设备的重要信息及动作过程，避免了传话方式，提高了调试准确率。如遇到异常情况，可就地排除实际设备问题，同时可以在当地通过站内网络查找远方监控系统及调度主站远传数据库问题，迅速排除故障，节省调试时间，提高工作效率。

2.3　新调试方法的实际效果

为了更好地验证变电站监控系统新的调试方法，我们将其应用在更多的变电站，收效明显。对调试过程中存在的一些细节问题进行调整和改进使我们的调试方法更趋于合理、完善。对网络的安全性进行了重点的分析讨论，制定措施，确保监控系统的安全。为了推广使用这种调试方法，我们对年轻的新员工进行了讲解和培训，以帮助他们尽快掌握调试技能，在工作中发挥更大的作用。

为了更好地验证变电站监控系统新的调试方法，我们分别对运用这种新方法调试的变电站进行跟踪调查，采用了新的调试方法后，在按时优质完成调试任务的同时，缩短了调试时间，减少了调试人员，达到了预期目标。

3　结论

通过实践证明，改进后的调试方法可行并且效果明显。

以一个新建66kV变电站为例，两台主变、20回10kV出线调试费用总计约为4万元，如果按照此项试验方法，试验效率和经济效益都比原来提高50%，其余节省的人力如果在调试一个类似变电站同样创造出约4万元经济效益。既能保证监控系统调试工期又可保证试验的可靠性，降低试验成本。

通过对逐渐普及的综合自动化变电站及今后将出现的数字化变电站结构的研究，我们发现，改进后的监控系统调试方法将适用于新的环境，并且效果会更加明显。

参考文献

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【关键词】变电站；自动化；监控系统

变电站自动化监控系统是对区域内各间隔层设备所采集的数据进行显示、分析、处理、控制等功能为一体的综合性控制系统，通过该系统可以彻底实现对变电站的正常运行进行实时监控，可有效降低运行过程中的人力和物力消耗，提高电网调控的安全性。本文将以实际经验为基础，对该系统的结构和各部分的功能进行介绍，论述变电站日常运行过程中出现的常见问题及其解决措施，以此希望给予同行业人员以有意义的借鉴。

1、基本结构及其功能

变电站自动化监控系统的设备配置，包括变电站层和间隔层两个层次。而站级工作站主要包含五防终端、工程师工作站、远动主站和操作员工作站。

1.1 变电站层

通常情况下，变电站层所包含的设备有五防工作站、监控主站、VQC/接地选线、远动主站、继保工程师站、打印机、网络通讯设备、UPS、报警等。具体可根据需要对主站设备进行选配。

五防工作站。其主要功能是确保遥控指令正确，避免误操作并自动出具操作票。另外，五防工作站还可提供电磁或编码锁具，防止手动操作出现失误。

监控主站。监控主站的主要功能是收集、处理并显示和记录间隔层所收集的实时数据信息，再依据操作员的指令对间隔层的设备进行控制；监控主站的信息显示形式包括曲线、棒图、单线图等，操作员可通过屏幕和鼠标键盘，对控制开关、压板等直接控制；当发生事故时，监控主站的控制显示屏幕出现声音、图形闪烁等形式，警示控制员及时处理事故；监控系统的重要数据保存形式，可分为报表曲线、历史报警数据查询、操作记录信息等；监控主站操作系统被赋予不同的管理权限，分为操作人员、维护人员、系统管理员等，不同人员只能执行权限内的操作，且其操作过程将储存于系统中。

VQC/接地选线。VQC的主要功能是对变电站的电压和无功状况进行监视。当电压或无功未达到要求时，将根据预设的调节方法，投切变压器的分接头和电容器组。当需要对主变分接头进行调节时，主站发出调节指令，再通过监控网络传输至测控装置；投切电容器时，则由电容器的保护装置来完成指令。变电站自动化监控系统可自行对整个变电站的运行状况进行识别，并根据客户所定义的时区范围，自行切换工作定值区域，并有效投切分接头或电容器组，达到调节变电站功率因数和母线电压的目的。

远动主站。变电站的远动功能是通过通讯处理机来实现的。通讯处理机包括多种通讯接口，如CAN、LonWorks、以太网等，还可以根据需求进行扩展；各种通讯接口可灵活配置，以满足不同系统的需求；通讯处理机支持多种通信规约，如内嵌了IEC60870-5-101等的通用协议，还可根据用户的要求增加新规约；其还可与隔层装置的GPS接收机进行通信，进行实时监控。

工程师站。工程师站主要是监视、查询并记录设备运行过程中出现的报警、历史记录和事故信息，对设备的定值进行重新设定或修改，记录并分析设备出现的分散录波数据，投切并保护设备的软压板等。

1.2 间隔层

间隔层属于继电保护和测控装置层。其主要功能是对有关设备进行实时控制、测量和保护，并提供和系统相配套的网络连接口。每个间隔单元都相互独立，且都设有紧急手动操作跳与合开关。另外，在间隔内，电压等级大于等于110kV的测控和继电保护装置都是互相独立的。电压等级小于110kV的，则需要集合控制、测量、保护三合一的装置。

2、运行过程中的问题及解决措施

2.1 后台监控机的常见问题及解决措施

监控系统在实际运行过程中，后台机有时无法正常显示系统的相电压，或I和II 段的母线电压出现混淆，对电压的正常监控、故障判断和排除造成影响。这主要是由于在改造变电站的自动化系统时，供货方未妥善处理这方面的工作，加之日常系统检修工作疏忽大意，给系统的日后运行和管理带来麻烦。

为杜绝此类事故的发生，变电站要制定一套针对后台监控机的日常运行与管理的制度，并严格执行。监控人员不得利用后台监控机上网、玩游戏等无关活动，更不得利用监控机使用个人光盘或软盘，以防监控机被病毒感染。如果发生上述事件导致后台监控机出现瘫痪的情况，要严格按照规章制度对其处罚并警告他人；在对监控系统的日常维护过程中，要强化对后台机的检查和检修力度，一旦发现问题，要立即并彻底处理，不得留下隐患；在后台监控机的设备、软件选型上，要尽可能的选择技术成熟且可靠的产品，同时要及时对监控人员的理论技能进行培训，提高监控人员的业务能力。

2.2 远动数据信息接收和发送的能力弱

变电站自动化监控系统，其远动数据信息的接收和发送能力欠缺，主要表现在以下几个方面：无法上传主变档位、保护定值等，无法正确的接收和操作主站内的遥控开关及主变调档等功能；远动数据信息常发生不正确的情况，或正确率和稳定性较差。以上系统故障会对变电站的自动化运行带来很大的影响，远程设备无法进行正常的监视和操作，因此需要与供货方进一步合作，对系统进行提高和完善。

2.3 未对变电站的主变温度实行自动化监控

对变电站的主变温度进行监控应是监控人员日常工作的重点，每日要定时对主变温度进行巡视并做好记录。当发现主变温度较高时，要及时将风机系统启动以增加散热速度，控制主变温度始终处于正常的温度范围内。当前，很多自动监控变电站系统的主变温度，没有执行后台机监控机制，即使有少数的实行了后台监控，其监控数据也不是很准确，仍然需要监控人员巡视检查。

2.4 未对直流和交流系统实行自动化监控

变电站的直流和交流系统包含直流屏、交流屏、蓄电池、控制元件等设施。直流和交流系统是确保变电站正常执行自动化控制、保护、照明、通信、监控等活动的电源，其质量和运行性能对变电站的稳定运行与设备安全有着直接影响。但是，现阶段变电站的直流和交流系统的所有测量、信号都未实现自动化监控，更无法实现信息的远传。一旦变电站无人看守，这些设备的运行情况将无法被及时监视，对变电站的正常和安全运行带来很大的安全隐患，因此，需尽快实现直流和交流系统的自动化改造。

3、结束语

随着变电站自动化监控系统的不断推广和应用，在变电站监控中心，即可通过电力通信网，对变电站内的设备运行情况进行实时远程监控，及时发现并处理设备的运行故障，可大幅降低变电站的运行与维护成本，提高电网调控的整体安全性和可靠性。

参考文献

[1]朱松林.变电站计算机监控系统及其应用[M].北京：中国电力出版社，2008.

[2]丁书文.变电站综合自动化原理及应用（2版）[M].北京：中国电力出版社，2010.

作者简介

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【关键词】变电站视频监控设计

伴随着现代电力工业技术的不断发展，智能视频监控系统已经开始广泛的应用于电力系统。数字视频监控系统的技术突破使得电力自动化系统的摇视功能得以实现。本文结合计算机、多媒体、图像处理和模式识别等多项技术设计了一套适用的变电站智能视频监控系统。

一、监控系统总体结构的设计

图1是变电站智能视频监控系统的总体结构，从图中我们可以看出，整个监控系统主要由三部分组成：前端设备、通信设备和后端设备。

二、监控系统的基本原理

变电站智能视频监控系统的主要工作的原理是：首先利用CCD和图像采集卡来获取现场的视频图像资料，然后利用现场的计算机来读取图像采集卡当中的视频信息，接着利用模式识别和图像处理等技术对读取的现场视频信息进行综合分析，由此来完成对视频现场运动目标的智能化摇头跟踪。

三、视频信息处理模块的实现

3.1运动目标的检测

图像的处理和分析主要包括图像的简单处理和分析、图像增强、图像的分割和滤波等三部分的内容。

3.2特征的选择

特征形成的过程当中所得到的原始的特征维数非常高，数量也相当的大。所以对原始特征值进行压缩是非常必要的。目前常用的特征压缩的方法主要有特征选择和特征压缩两种。

四、自动跟踪模块的实现

如果要实现运动目标的自动跟踪功能，先要获取懂啊背景图像A，并同时计算出图像A的中心坐标（x，y），然后获取另外的图像B，判断（A―B）是不是大于（是给定的阈值）。如果小于的话就继续获取背景图像A和图像B，直到获得的（A―B）大于，接着计算差影图像的中心坐标（x’，y’），并判断{（x―x’）+（y―y’）}的值是不是等于0，如果等于0的话就继续获取背景图像A和图像B；不等于0时就计算水平和垂直方向的坐标偏移量，云台就根据偏移量来对运动目标进行跟踪。

五、监控系统在晚上工作的实现

在视频监控领域，夜间的视频监控防护技术一直都是大家所关注的焦点。当前，国内外普遍使用的是低照度摄像机加红外照明技术。我们所开发的变电站智能视频监控系统中的夜视CCD相机不同于一般的低照度CCD相机和红外CCD相机。这种夜视CCD相机能够在微光（0.000625lx）、强光等不同条件下摄制相同的视频图像。夜视CCD相机采用特殊的真空制冷及其他技术，消除了其他干扰，所获得的原始图像信号再经过软件的处理之后，进一步使得低照度下的图像更加的清晰。这就使夜视摄像技术应用于变电站智能视频监控系统成为可能。

六、结束语

变电站智能视频监控系统所实现的智能识别和自动跟踪的新方法，能够实现无人值班场合的智能化和自动化。这种智能视频监控系统改变了传统视频监控中过多的依赖于人的状况，而且提高了视频监控的准确性、高效性和便利性，成功的实现了变电站区域内远程的智能化视频监控，而且能更加直观、及时、全面、真实的了解那些远处无人值守的实际动态情况，逐步的实现了电力系统便利的监控力度，为了电力系统的安全运行提供了很大的技术支持。

参考文献

[1]鲁宏伟.视频会议系统与远程监控[J].测控技术，2000（8）

[2]王利敏，关延伟，刘新宇.基于图像处理的变电站无人值守目标自动跟踪系[J].华北水利水电学院学报，2010，31（1）

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关键词：电力系统；设计

中图分类号：G354.3文献标识码：A 文章编号：

电力系统中的直流电源部分由蓄电池组、充电设备、直流屏等设备组成。它的作用是：正常时为变电站内的断路器提供合闸直流电源；故障时，当厂、站用电中断的情况下为继电保护及自动装置、断路器跳闸与合闸、载波通信、发电厂直流电动机拖动的厂用机械提供工作直流电源。它的正常与否直接影响电力系统的安全可靠运行。

过去，电力系统的各个变电站都有人值守，可以对直流设备的运行状态进行定期检查，因而可以及时发现并处理其出现的异常现象，保证变电站的安全稳定运行。目前，电力系统推广无人值班变电站，虽然调度中心可以通过远动通道获取变电站运行情况的实时信息，但是对于直流部分只能得到少量的重要信息(包括：遥信量——充电机交流电源故障，充电机故障，直流绝缘接地，直流电源电压异常；遥测量——控母电压)。它不能反映直流系统运行的详细信息，特别是它不能发现系统刚刚开始出现异常运行的情况，直到长期的异常运行发展为故障时才上发调度，此时，事故已经扩大。如果能在异常现象刚出现时就及时发现并及时处理，就可以避免异常情况扩大。所以需要设备维护人员对其进行定期检查。此外，对直流设备运行的控制也是由维护人员进行现场操作的。变电站多，维护人员少，显然无法保证按期按量完成。在这种情况下，直流监控系统应运而生。它的主要作用就是把各变电站的直流设备信息上送到监控中心，供其查询，同时监控中心也可以向各站发送控制命令。这样，维护人员不但可以在监控中心对直流设备进行远方监控，还可以及时发现设备运行的不正常状态，及时处理，而不等其发展演变成事故。所以，直流监控系统的建立，可以节省人力物力，提高工作效率。

1通道选择

目前，变电站上送调度中心的各种信息，如遥测、遥信、遥控、主要设备状态和报警信息等，都是通过远动通道传输的，这些信息对实时性的要求很高，不希望其它信息占用而使通道拥挤，影响调度的正常工作。所以直流设备的运行信息必须从另一个通道进行远方传送。目前，变电站中除远动通道之外，还有一个电话通道，这个通道一般是作为工作人员现场工作时使用，以及其它辅助系统如安全报警系统必要时使用。通常此通道是处于闲置状态，但又是必设的，所以可以用它作为直流监控系统的信息通道。

直流监控系统的数据信息量少，发送时占用通道时间短。这样，可以在工作时拨通，占用通道，结束后挂掉，和其它系统分时地使用通道，从而保证各个系统的正常运行。

2系统构成

监控中心计算机通过 modem 连入电话网。而监控器也通过 modem 与电话网相连。双方 modem 都可以相互呼叫对方，通过双方 modem 和电话网建立通信链路，互传信息。这样，监控中心计算机可以通过这个通信链路，采取各站监控器的信息，发送控制命令，各站监控器也可把每日定时运行数据和异常情况信息上报中心。系统包括3部分：监控器是前置机系统，负责设备数据的采集、运行状态的控制和信息的上送；监控中心是后台机系统，是基于 pc 机上运行的，它负责对所有变电站的监控器发送命令，接收其运行数据以及对数据进行处理和分析；两者之间的数据通信依靠 modem 和电话网建立。监控中心和监控器是一对多系统。

3监控器设计

3.1监控器原理

监控器是安装在各变电站的一套系统，它采集各直流设备的运行状态信息，对其进行控制，把各数据信息上送监控中心和其它监控单元。

监控器用工控机设计，其 i／o 端口作输入和输出使用，它可直接从直流设备上采得测量量、状态量以及蓄电池绝缘状态等信息，也可以对直流设备进行控制和调节，如充电机的开关机动作、均充浮充改变、均浮充电压的改变以及馈线的合断等。另一方面，微机控制器通过 rs232 或 modem 方式把四遥信号上送到 rtu 或调度中心，把所有直流设备的运行信息通过 modem 经电话网送到设备维护人员所在的监控中心。

3.2监控器软件设计

监控器软件由4个模块组成：通信模块，数据收发模块，i／o 模块和数据处理模块。

通信模块的作用是为数据的传输作好通信的准备，包括打开、关闭 modem 以及自动拨号的功能。软件设置定时打开和关闭 modem，这使得本系统可以和其它如报警系统分时使用电话通道。自动拨号是在直流设备发生异常事件时，自动拨通监控中心的 modem，向其发送相应报警信息。

数据收发模块主要负责通信链路建立后的数据收发事务。发送的数据包括：各直流设备当时的运行信息；本监控器存贮的24 h内固定时间历史数据；24 h内所有报警信息。接收的数据包括监控中心的控制和调节命令等。

i／o模块功能包括：提供监控器的人机输入界面，监控器对各直流设备量的采集以及对其进行的控制。

数据处理模块是监控器的核心模块，它一方面把 i／o 模块取得的数据进行处理，根据设定的时间间隔把每日的数据存入库中，以待数据收发模块上送监控中心。这些数据每日更新。另一方面，它把由收发模块接收到的调控命令进行分析后，提供控制信息给 i／o 模块使用。

4监控中心设计

监控中心是一台微机，其上运行监控中心后台软件。

监控中心软件主要包括4个部分：通信模块，数据库形成模块，主控模块以及报表打印模块。

通信模块的作用和监控器的通信模块功能相同，作用为拨通变电站的监控器 modem,建立通信链路，向下发送控制命令信息，此外它也可以被对方叫通，接收其上传的信息。此模块用 visual basic 5.0 开发，它仅仅根据通信的要求，拨通 modem，建立通信的链路即可。可送具体数据则与其无关，由主控软件部分负责处理。

数据处理模块两个作用；一是形成各站的直流设备的信息库；二是把每日采集来的各站的日数据整理入库，形成所有变电站直流设备的历史数据库。用户可以根据实际情况，灵活地建立各个变电站及站内所有直流设备的数据库，灵活地维护所有站内信息，维护后此系统自动存库，灵活性强并且操作简单方便。此外，各变电站监控器每日定时把日数据上送监控中心，后者在接收后根据各站名存入各自数据库中，形成历史库，供报表打印系统查询时使用。

主控软件提供人机界面，是基于 windows 操作系统的操作界面，用鼠标和键盘对屏幕上的图形进行操作。只要用鼠标点取设备元件所对应的图元，就可以查询和控制此设备，也可以用键盘输入设备的参数达到对设备运行参数远方调节的目的。维护人员对运行站内设备的查询和控制可以通过鼠标和键盘实现。当通信模块建立通信链路后，它可以打开远方送来的数据信息，显示在屏幕上，并把这些数据交数据处理模块处理。另外它也把操作者的控制命令以数据包的形式向远方发送。它是本系统的核心。

报表打印模块根据工作的需要，对数据处理模块保存的历史数据库进行查询，制作日报表、月报表和其它报表以及作出相应的数据曲线，供分析和查询使用。

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【关键词】 智能; 状态监测; 诊断;监控

中图分类号： TM411 文献标识码： A 文章编号：

1 智能监控系统总体设计

本系统基于综合自动化监控系统，采用分层结构，主要由数据层、分析层和应用层构成。系统总体结构如图 1 所示。

数据层负责采集系统运行的实时电压/电流值、开关状态等信息，获取各种保护及自动化装置和录波器的信息，并筛选出系统分析所需数据，按照规定的格式存储到数据库中。分析层是系统的核心，负责对数据层采集的数据信息进行综合分析，完成电气设备状态监测和故障诊断功能。应用层完成人机界面和通信接口功能，本地和远方终端均可以获取系统产生的各项分析结果。当变电站内出现设备异常或发生故障时，智能监控系统的数据层向分析层提供数据的同时，完成数据存储以供历史数据查询。分析层对数据进行判断，将分析结果上传至应用层，由应用层完成音响告警、界面显示及信息远传等功能。变电站综合自动化系统按系统结构可划分为站控层、网络层和间隔层。网络层以 100 M/10 M以太网为基础，包括数据 A 网、数据 B 网。通过以太网实现站控层设备和间隔层间设备的高速连接，是综合自动化系统数据通讯功能实现的基础。监控主站布置在站控层内，通过网络层实现对站内设备的监控。智能监控系统作为监控系统的辅助系统，在变电站站控层中实现。系统采用双机结构，一台供数据层数据库专用，另一台用于实现分析层和应用层功能。系统网络拓扑如图 2 所示。

2 数据层功能模块

数据层是整个系统的基础，分析层完成的各种分析功能均是建立在对数据库数据进行操作的基础上的。数据库可采用 ORACLE、SQL-SERVER、DB2Universal Database 5. 2 等大型远程数据库。数据层的主要功能包括数据获取、数据筛选和数据存储。数据获取的任务是从各种保护及自动装置、测控装置以及传感器中获取数据信息; 数据筛选的任务是对采集到的各种数据进行综合分析，去除冗余信息，得到关于设备运行状态及故障的关键信息; 数据存储的任务是将各种数据进行分类存储，以供历史数据查询使用。数据层所获取的数据主要包括: ①系统实时电压、电流值; ②断路器及隔离开关的实时开关状态;③保护及自动化装置的动作报文; ④故障录波器的录波数据; ⑤电力设备的参数及缺陷信息。数据筛选应包括对模拟量输入信号数据的有效性、正确性判断，越限判断、数字滤波、误差补偿、工程单位变换等; 对开关量输入信号的防抖动处理、硬软件滤波、基准时间补偿、数据有效性、正确性判别等; 对数字量输入信号数据有效性、正确性判断等等。数据存储应记录设备历史运行数据，并按照不同设备单元、不同数据源进行分类存储，并添加统一时标以便查询，为设备的运行情况积累资料和数据，构建设备运行的历史档案。

3 分析层功能模块

分析层是系统的核心，负责对数据层采集的数据信息进行综合分析，完成电气设备状态监测和故障诊断。

3. 1 设备运行状态监测

所谓状态监测即在故障发生前，通过对表征电力设备运行状态的数据进行分析、判断，来确定设备的状态，并判别和指出设备状态发展的趋势，从而确定是否需要安排维护作业，起到防患于未然的作用，并为有计划的维护提供信息。状态监测的主要任务包括: ①根据历史档案、运行状态和设备缺陷情况，判断设备运行状态处于正常还是异常。②对设备的运行状态进行评估，为状态检修提供依据。电力系统状态监测的对象主要是电力系统的重要电力设备，如变压器、断路器、电缆、电容器等。对于不同的监测对象，所采取的方法不尽相同。对于不同的电力设备，已经提出了众多状态监测方法，其中有许多是通用的，如振动分析法、

油中气体分析法、局部放电检测法、绝缘恢复电压法等。现有的状态监测方法更强调对设备故障的预报和定位，但在现有条件下很难达到预期效果。

3. 2 故障诊断

电力系统发生故障后，要求运行人员迅速、准确地掌握保护动作情况、开关变位情况，判断故障元件，以便及时、准确的向调度报告，尽快恢复电力系统正常运行。当系统发生故障时，保护装置和故障录波器会产生大量数据，其中有很大一部分是由于电磁干扰等原因产生的干扰信号。例如，一条 35kV 线路发生相间短路时，与其同母线的另外几条线路同时发出“加热器回路及二次回路故障”信号。虽然在开关跳闸，故障隔离后，这些信号均自动复归了，但是运行人员在进行事故处理过程中，仍需要花费时间去查看、分析这些信号，这势必会延缓事故处理的速度，甚至造成误判断。因而，实现电网故障的自动诊断，对提高故障正确判断率、缩短停电时间、降低停电损失都是非常有意义的。

当系统发生故障时，首先是故障元件的电流和电压等电气量发生变化，然后由此引起保护动作，最后由保护跳开相应开关。目前，运行人员对故障的判断还主要是针对开关跳闸和保护及自动化装置动作情况进行分析判断。但是，保护、开关在某些情况下存在误、拒动以及因信道干扰发生信息丢失等诸多不确定因素，会造成人员的误判断。在这种情况下，基于故障元件电压、电流等电气量的分析判断就更加准确了。从原理上讲，根据故障时录波器所记录的波形可以诊断出绝大部分不同类型的故障。本系统具有自学习能力的波形分析诊断模块，通过对系统典型故障波形知识进行学习，实现对故障波形的自动分析。

智能监控系统故障诊断功能主要分析开关变位信息、保护及自动化装置动作报文以及故障录波数据三类信息，当产生这三类信息时均会启动故障诊断。值得一提的是，对于通过监控后台操作使开关分闸等情况不应该启动故障诊断。对于保护装置动作情况分析时，应综合分析主保护及后备保护的动作情况，采用“三取二”模式进行判断，即三套保护中至少有两套保护动作时才判定有故障发生。对于只有两套保护投入的情况，则只要有一套保护动作则判定为故障。故障录波数据是一组实时数据，是按 COMTRADE 文本格式存储的数据文件。一般情况下，故障录波器可以提供故障发生前一个周波和故障发生后两个周波的数据信息，数据窗长。根据故障录波器记录的波形信息作进一步分析，能够确定故障类型、故障相别和故障地点等。例如: 如果保护未动作、故障录波器未启动而开关跳闸可以判断为开关偷跳; 如果故障录波器启动，且线路保护动作出口跳闸，故障隔离，可以判断为线路故障，通过录波波形分析可以进一步获得故障相别、故障测距等详细故障信息。

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关键词：变电站综合自动化；地监控；软件开发

变电站综合自动化与地监控软件是变电站运行电力设备和操作人员之间形成关系的纽带，在实现变电站综合自动化系统设计中占有绝对重要的地位。伴随我国计算机技术与通讯技术的快速发展，很多地方已逐步推广与应用集中监控远动系统，地监控软件将逐步深化变电站的综合自动化水平。本文基于变电站综合自动化采取分层分析法和多线程技术研究地监控软件开发理论，糅合模块化程序设计法和面向对象程序设计法，初步设计变电站综合自动化与地监控软件。

1 变电站综合自动化系统简介

1.1 定义

变电站综合自动化系统是以执行系统特定功能实现某些规定目标若干相互关联单元的整合。该系统利用计算机技术、现代电子技术、通讯网络技术和数据信息处理手段实现变电站二次电力设备（如继电保护装置、故障录波、自动控制装置和远东装置等）的功能重组和优化设计，并对所有电力设备的运作状况进行监控和协调和综合性自动化系统。变电站综合自动化系统内部各个电力设备之间完成信息交换和监视控制任务。变电站综合自动化系统实际上是简化了常规二次设备的二次接线过程，在提高系统稳定、降低运营成本方面实则极为关键，它区别于常规二次设备最大的不同点是以计算机技术作为设计基础，以通讯网络技术作为设计手段，以信息交换作为设计目标。

1.2 特点

（1）功能综合化。

变电站综合自动化系统是以计算机技术、通信网络技术和自动化控制技术为基础发展起来的，该系统也综合了变电站的全部二次设备。

（2）构件模块化。

基于计算机技术实现具有数字通信功能控制装置的数字化可利于各个构件模块的通信网络连接和借口功能模块的信息交换及扩充。同时，形成构件模块化为变电站实现综合自动化系统的组态提供便利，从而能够更好地适应应用工程的集中式、分散式和分布式结构集中式等多种组屏方式。

（3）结构分散化。

分布式综合自动化变电站中子系统如计算机保护、数据信息采集、控制测量和其他相关智能电力设备等都以分布式结构设计。每一个子系统都可能由多个中央处理器来完成各项功能，而这些子系统群就构成了一套比较完整且高度协调的有机系统。

（4）监视可视化。

应用变电站综合自动化系统无需有人值班，系统操作人员的工作岗位放在了主控中心室或调度室，面对彩色显示屏即可对变电站的电力设备和电路电缆进行全方位的监控。

（5）通信光缆化。

计算机技术和通信网络技术在变电站综合自动化系统中得到了极大范围的推广和应用。

（6）管理智能化。

自动化系统不仅仅要在常规自动化方面表现突出，如何能够智能自诊断管理也是一项重要内容。变电站综合自动化系统的在线自诊断可将诊断的结果发送至远端主控台。

（7）显示数据化。

变电站综合自动化应用计算机监控系统，传统的指针式显示仪由CRT显示屏取代，人工抄录则由系统打印机取代。

1.3 原则

（1）综合自动化系统在中、低压变电站中的应用可避免派人值班麻烦，同时也强化了监控工作的效果，即减人增效。站内不设置固定运行、维护值班人员，运行监测、主要控制操作由远方控制端进行，设备采取定期巡视维护的变电站。

（2）220kV及以上的高压变电站在设计和建设两方面均需以先进的控制办法来解决各不同专业技术分散、自成系统、重复投入和系统运行不稳定等问题。

2 变电站综合自动化与地监控软件开发

2.1 设计方案

本文论述变电站综合自动化与地监控软件开发以组态王软件为例。该软件具有良好数据采集功能，它适应性强、开放性好、易于扩展、开发周期短，可以实现对现场的实时监测与控制，并且在自动控制系统中完成上传下达、组态开发的重要任务。因此组态王软件是变电站综合自动化监控系统的良好选择。

国内外变电站的综合自动化系统研究都将其结构分为三类，即分布式系统结构、集中式系统结构和分层分布式结构。本系统采用分层式设计。这种结构节省控制室面积、电缆和安装费用，系统可靠性高。

变电站综合自动化系统控制对象电压负荷等级为110kV/10kV。各类负荷配电变压器共85台，总容量为35MVA。主接线方式形式为内桥接线方式；中性点直接接地方式，并且在中性点与地之间加装一组电动隔离开关；无功补偿电容器容量为3000kvar；主变压器选择有载调压方式。

2.2 设计实现

根据变电站综合自动化系统的功能要求及用户需求，本变电站系统设计实现的功能主要有运行监视功能、数据采集与处理功能、故障报警功能、数据报表显示功能，以及实时曲线和历史数据记录功能。系统设计实现主要由以下几步组成：

（1）建立变电站综合自动化监控系统工程。

（2）为系统配置设备。下位机设备选用西门子公司的S7-200PLC，与工控机的通信方式采用PPI协议，通信端口选择COM1。

（3）定义开发系统所需的变量。变电站系统监控的母线及各段线路的电压和电流是连续的数字量值，定义为I/O实型。各种断路器、刀闸、熔断器的状态为离散量值，定义为I/O离散型。其他动画连接过程需要用到的中间变量定义为内存变量。

（4）画面设计、动画连接及命令语言编写。设计变电站监控系统实现各项功能的画面，并将画面中的图形与变量进行连接，编写所需的命令语言。

变电站运行过程中，值班人员可以通过后台CRT显示屏直接观察到断路器、隔离开关、变压器分接头等设备的状态。当系统出现非正常甚至故障时，监控系统主接线图的相应位置会发出闪烁和蜂鸣器报警信号。

报表显示主要是方便操作人员对1天或1月的变电站电压、电流、功率等参数进行汇总和对比，进而对变电站的运行情况做出进一步的评估。地监控软件历史数据的形成和存储是数据处理的主要内容，主要包括断路器动作次数、断路器切除故障时截断容量和跳闸操作次数的累计数、输电线路的有功功率和无功功率、变压器的有功功率和无功功率、母线电压定时记录的最大值和最小值、控制操作及修改整定值的记录。

3 结束语

综上所述，变电站综合自动化系统是按照规定程序预设的一种启动操作断路保护设备或隔离开关的监控装置。自动化系统包括监控后台软件、当地监控PC机、远动通信接口、用于专业管理的工程师站PC机和专用设备和网络设备等。变电站层自动化系统地监控软件通过组态完成全站检测功能，全面提供线路、 主设备等的电量、非电量等运行数据，完成对变压器、断路器等设备的控制等，并具有保护信息记录与分析、 运行报表、故障录波等功能。随着越来越广泛的推广和应用，设计所预期的效益还是相当不错的。■

参考文献

[1] 张亚妮；浅谈变电站综合自动化[J]；科技创新导报；2010，（04）.

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关键词：智能变电站；辅助控制系统；应用

中图分类号：TM411+.4 文献标识码：A 文章编号：

一、概述

智能变电站辅助系统综合监控平台以“智能感知和智能控制”为核心，通过各种物联网技术的集成应用，实现全站主要电气设备、关键设备安装地点以及周围环境的全天候状态监视和智能控制，以满足电力系统安全生产的要求，同时，本系统可满足变电站安全警卫的要求。同时以网络通信（IEC61850协议）为核心，完成站端音视频、环境数据、火灾报警信息、SF6、门禁控制以及安全防范等数据的采集和监控，并将以上信息远传到监控中心或调度中心。系统采用分层、分区的分布式结构，按智能变电站物联网辅助监控系统省级主站系统、智能变电站物联网辅助监控系统地区级主站系统和智能变电站物联网辅助监控系统站端系统三级构建。每级系统包含管理服务器、认证管理服务器、流媒体服务器、录像服务器、通信服务器、客户端以及接口系统等。

二、系统架构

三、系统功能

1.系统功能

整个系统由功能模块组成，可实现视频联动、周界联动、消防联动、主设备状态联动、空调远控、采暖远控、灯光远控、集中排水监控等功能。具体功能包括:(1)视频接入控制单元:负责视频系统的接入与控制，以及与其他系统的相互联动。可实现对主要区域及主要设备的视频监视、录像并与其他系统的视频联动。(2)周界报警控制单元:负责周界报警系统的接入，可实现周界安全防护、报警时提醒相应人员、联动视频查看、录像等功能。(3)消防报警控制单元:负责消防报警系统的接入，可实现消防报警状态监测、当发生报警时提醒相应人员、联动视频查看、录像等功能。(4)主设备状态控制单元:负责主设备状态信息的接入，当发现被监测设备出现故障，可自动发出警告，联动视频进行查看。(5)空调远程控制单元:负责空调系统的远程监控，根据现场环境信息，智能调节空调的运行模式。(6)采暖远程控制单元:负责采暖系统的远程控制与状态采集，根据预先设定的方式，对相应电暖器进行控制。(7)灯光远程控制单元:负责灯光系统的远程控制与状态采集，根据预先设定的方式，对室内、室外灯光进行控制。(8)集中排水监控单元:负责集中排水系统的远程控制与状态采集。水位过高或过低时，可报警并自动采取相应控制策略。

2.各子系统功能

(1)视频监控子系统

本站设置一套视频监控子系统，系统由三部分组成:前端摄像机，嵌入式硬盘录像视频服务器，视频信息传输通道、视频管理平台。嵌入式硬盘录像视频服务器的主要作用记录前端摄像机所采集的图像，同时接收由服务器传送来的报警信号，根据预先的设定，来调用不同摄像机转向其预置位，用来查看相应设备所出现的异常情况并将信息保存下来，以供事后调看。视频监控子系统能够完整地观看到变电站内主要设备的运行情况。当接收到其他系统传递过来的报警信号时，能够调用相应的摄像机对报警情况进行查看，并在系统中弹出视频窗口，用以提示值班人员进行查看。具体可实现如下功能:(a)主要区域及主要设备的视频监视、录像作为整个智能辅助控制系统的核心，要求能够完整的观看的变电站内主要区域及主要设备的情况，并将得到的视频信息保存下来，以供日后调看。(b)与其他系统实现视频联动当接收到其他系统的报警信号时，能够调用相应摄像机，并自动调至相应预置位，对报警情况进行查看，同时在系统中弹出相关视频窗口，用以提示运行人员查看。(c)智能视频分析视频监视子系统可对重要区域，特别是主要设备周围进行安全警戒分析。一旦有满足预设条件的目标进入警戒区域，系统会主动告警，在视频管理窗口上弹出告警信息，提醒相关人员注意，同时调动相应摄像机进行跟踪和录像。

(2)周界防范子系统

本站周界防范采用的是高压脉冲电网。整个高压脉冲电网防护分为4个防区，在大门处为了解决电子围栏滑动连接问题，配有专用的接触式围栏结构。系统具备远程控制及报警功能，可以与视频监控实现报警联动。当周界防范系统报警后，视频系统可以根据报警设备及位置，及时转向报警区域，同时图像自动切换到监视器上，并可监听现场声音，将设备的报警状态及时记录，方便运行维护人员的查看和处理。同时还可实现视频、周界防范、照明三个系统的相互协作、联动。不仅可以在报警的同时看到报警现场的视频图像，监听到现场声音，还可以对报警现场灯光等设备进行控制。

(3)空调控制子系统

在本站设计中，既可以通过本地来管理和控制空调系统，也可以通过电力内部网络进行远程管理和控制。本系统可依据现场环境状态信息，对变电站空调系统进行智能远程监控。可在监控中心观察到空调系统的当前运行状态，实时了解其具体情况，并能够根据室内环境参数的变化，对空调系统进行远程监控。具体可实现如下功能:(a)可设定时间点自动定时开启和关闭空调。(b)可根据温度设定自动开启和关闭空调。(c)可本地自动监测空调的运行状态，并可采取故障联动控制。(d)可以远程观察到系统的当前运行状态，实时了解系统的具体情况。一旦设备发生故障，系统发出告警，运行人员可及时的通知维修人员进行维修。同时系统将当前状态记录下来，并能够智能分析出需要采取的动作，自动对设备进行远程遥控开启或关闭，也可以选择由操作人员手动控制。

图1空调子系统与相关设备联动示意图

四、系统应用

对于500kV、220kV变电站，智能视频分析、基于温度的监测、系统自愈等功能都可以提高重点设备的运行稳定，实现真正的智能化。对于110kV及以下的变电站，互联协作平台、状态监控、远程控制管理等功能可以实现智能管理、远程管理、远程维护，实现真正无人值守化。“变电站智能辅助控制系统”能够有效的整合变电站各个保障系统，实现统一管理、配合协作、信息共享，以达到变电站智能化管理目标;能够实现远程管理、远程控制，以达到变电站无人值守化目标;能够增强系统管理分析的智能化程度，大大提高系统的执行效率。随着国家电网公司对电网智能化改革步伐的加快，国家对新型变电站的建设也将越来越关注。“变电站智能辅助控制系统”也将逐步取代传统的变电站辅助管理系统，为变电站智能化管理、信息化管理、远程大规模联网管理提供强有力的支持，逐步实现国家电网公司提出的智能电网的信息化、网络化、智能化、集成化的建设和发展目标。

五、结束语

计算机及网络技术的发展推动了视频监控系统的发展，而变电站智能综合监控系统是变电站自动化技术的进一步发展。这一技术不仅极大的方便了遥视系统用户的操作和维护，还进一步降低了遥视用户的运行维护成本。该系统的广泛应用，使站内设备工况远程监控、远程操作辅助监视、站端工作行为监督和事故辅助分析等功能得以实现，便于设备维护和故障排除，从而提高了系统的工作效率和经济效益。

参考文献：

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关键词：变电运行设备 发热 监控措施

中图分类号：TM6 文献标识码： A

近时期，变电设备日益应用广泛，例如简单的变压器，变流器，测量仪器等等，通过变电设备，从而实现对电流、电压的改变，变电设备一般包括隔离开关、互感器、变电盘、变压器、接地设施等，随着变电设备的逐渐应用，变电设备运行常出现一些不可避免的故障，例如发热、短路、绝缘层破坏、设备老化等等，一方面由于人为因素的影响，或者是外界环境的影响，如温湿度等的影响；另一方面由于变电设备的组成部件对变电设备的影响，例如，隔离开关接头处发热，接头处氧化接触不良，隔离开关自身质量问题，变压器绝缘层破坏等等，因此导致变电设备常常出现发热等现象的发生，严重影响运行设备的正常运行，给实际工况造成不必要的麻烦。本文基于变电运行设备发热现状，探析其监控措施，系统而全面的综述变电运行设备发热原因与设备发热解决措施等。

1变电站运行设备发热的原因

电力设备发热是变电站运行中的一大潜在威胁，如果不及时发现和处理，一旦发热严重时，极有可能导致设备连接点烧断，引发大面积停电、火灾等危害。通过分析变电站实际运行中遇到的各种情况，发现当电力负荷变化较大、运行方式突然改变和持续高温天气时，电力设备的闸刀触头及连接点都较容易出现发热等状况。

在电能转换为热能的过程中，运动着的电子与导体内的分子会发生摩擦和碰撞，而导体内的分子通过碰撞可以获得能量，使分子运动加快。而当电流流过金属导体时，导体会出现发热的现象，这也就是所谓的“热效应”。由焦耳定律我们可以知道，在一定的通电时间t内，总的发热量为：Q=0.24I2Rt。即导体的发热情况与电流的平方比成正比，与其电阻成反比。同时由于电阻值跟导体的截面积成正比，因此导体的发热量与导体的截面积也成正比。除此之外，变电站运行设备所处的散热环境、导体的形状和电流持续时间的长短等也都会影响到设备的发热情况。据此，在实际生活中，变电站运行设备出现异常发热情况往往由下列原因所致：

首先是自然因素，由于变电站运行设备多置于露天环境，其闸刀触头等位置经常受到风吹日晒、冰冻雪融等自然条件的侵蚀，在长期的运行过程中，接头位置很容易发生氧化和腐蚀而出现氧化膜，直接导致连接处接触电阻增大，从而出现接触不良。这种情况下，如果不及时进行处理，降低工作电流，接头氧化腐蚀会进一步加剧，促使接头电阻更大，局部温度骤升，最终的结果是设备连接点被烧断，引发事故。

其次是电流运行方式的突然变化，在单台主变电站运行的情况下，如果电流的运行方式发生改变，会导致电流增大。这时需要及时掌握发热情况，否则会导致变电站运行设备在不正常的运行方式下发生严重的事故，出现大范围的停电，影响人们生活的正常进行。

2变电站运行设备发热监控方法

为了防止变电站运行设备的电流连接点出现异常发热或者解除不良等状况，保证设备的健康运行，可以采取以下措施加强对设备的监控：

2.1周期性的红外测温诊断

目前所用的红外测温诊断主要分为点红外测温和红外成像测温两种，但后者比前者的精确度更高，也较为方便，缺点是成本相对较高。不同地区可以根据实际情况来选择具体的红外测温方法。

在红外测温中，需要注意如下问题：

2.1.1确定测温周期

新投入的运行设备进行带负荷测试，即将设备置于将来可能承载的负荷下进行测试，然后纳入正常的测温周期内。一般正常的测温周期一年两次，第一次为年度检修，第二次是在高荷来临前进行测试，如夏季高温天气到来之前。如果发现设备有问题，还应在检修后补加一次测试。不过，如果遇到特殊情况，负荷增长，还应适当调整测试情况。

2.1.2选择合适的检测环境

红外测温尽量避免在恶劣天气下进行，一方面可以保证测试人员的人身安全，另一方面可以保证测试数据的正常水平，测试时温度一般应在0℃以上，湿度应保持在80﹪以下。如果在户外进行红外检测，时间上应安排在日出之前、日落之后、阴天或晚上；如果检测在户内，应熄灭灯光进行。

2.1.3做好记录

红外测温的情况应及时计入专门的工作卡内，对测温当天的负荷电流、温度和环境都应详细记录，以便于之后进行比较分析。

2.2示温蜡片监控法

为确保变电设备的健康运行，应加强对变电站运行设备的监控管理，严格按照监控工作流程进行巡视测温，为此可以采用示温蜡片粘贴法进行。

首先，在运行设备大电流回路的各个连接点粘贴示温蜡片，而室外电气设备的大电流回路连接点，也应根据实际情况粘贴示温蜡片；其次，应将示温蜡片的粘贴情况纳入设备验收项目，确保粘贴齐全，对于缺漏地方应及时补贴；最后，示温蜡片的粘贴应能准确直观反映连接点的温度，因此对于同一个变电所的同一级电压等级处应粘贴同一种颜色的示温蜡片，以方便观察和记录。对于开关柜内设备正常运行时不能观察到的连接点，也需要粘贴示温蜡片，可以利用停电的机会进行检查。

定期观察示温蜡片的变化情况，及时进行测温检查。在检查过程中，一旦发现柜内设备连接点的示温蜡片出现熔化或者脱落状况时，为了确保安全生产，必须及时打开柜门进行测温，同时要做好相应的安全措施。

在异常天气如高温、严寒等条件下及电力负荷出现较大增长、电流运行方式发生突变等情况下，必须对相应的运行设备进行测温检测，尤其是大电流回路的连接点，应该进行针对性的重点检查。

在运用示温蜡片粘贴法的同时，还必须按照规定对运行设备进行定期的红外测温，检测设备的发热程度。在红外测温过程中，要严格按照规定的操作规范逐步进行并做好记录。在测温完成后，应将过往的检查、测温情况与近期的负荷进行比较分析，及时排查问题和隐患。

2.3发热诊断方法

在对运行设备进行测温检查后，对于所测得的温度，还应进行评估和诊断，判断其是否处于安全范围。可以采用以下两种诊断方法：

2.3.1同类比较法

这一方法主要分为以下几个步骤：首先，在同一电气回路中，如果三相电流对称和三相设备相同时，比较三相电流致热型设备对应部位的温度上升值，从而判断设备是否正常，若三相设备同时出现异常，可将其与同一回路的同一类设备进行比较；其次，如果三相负荷电流出现不对称时，应该考虑负荷电流造成的影响；最后，对于型号规范相同的电压致热型设备，可以根据温度上升值的差异来判断设备是否正常。

2.3.2设备外部热缺陷诊断

在对运行设备进行发热诊断时，不仅应该注意到内部电流等造成的影响，还应注意到变电站运行设备外部存在的热缺陷，可参照以下诊断表来进行判别：

不同的设备部分，检测诊断的对象也各不相同：对于输电线路和母线，重点是检测导线的线夹及连接处；对于穿墙的套管，主要检测其两端的引线接点和支撑的铁板；而对于一次设备接头，应该侧重检测其外部的引流接头和与其配套的接点线夹；至于隔离开关，主要检测其两端的顶帽接点、出现套管与导线的搭接处、由弹簧压接的触头和动静触头的连接处。

3 结语

变电设备广泛应用于我们的日常生活中，其功耗、性能稳定性、可靠性以及设备的耐用性都成为企业现代化生产要考虑的问题。变电设备常常由于人为因素的影响，外界环境的影响以及隔离开关接头处发热、氧化、接触不良等因素，导致隔离开关质量问题，变压器绝缘层破坏等等，使得变电设备常常出现发热等现象。根据实际工况，尽可能减少不必要的干扰因素，加强设备的监督管理，从而减少设备发热故障。

参考文献

[1] 全国电力工人技术教育供电委员会编，变电运行岗位技能培训教材（220 kV）[M].中国电力出版社.

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关键词 变电站；视频监控体系；系统设计与分析

中图分类号：TM732 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）17-0016-01

现阶段我国的电力网络规模越来越大，并且呈逐渐增长的趋势。用电量的增加提示着我们要尽快的提升自动化的电力系统，将电力系统构筑成为自动运行的智能化体系。在诸多的电力企业已有集中式的远程图像监控系统的设立，这能够极大的提升电力生产的安全以及可靠性。在诸多的组件基础上多加了遥视的功能，呈现了电力系统的诸多极为重要的监测点。

1 数字视频监控系统

利用数字视频处理为核心的技术，即数字视频监控系统，它将光电传感器以及计算机与自动控制、人工智能等诸多的技术形成新型的监控体系。该体系运用嵌入式网络视频的编码仪器，实现全程化的系统处理。系统运行有六大特点，运用当下的网络资源，不用重新构筑监控系统的光缆以及设备，就可以进行远程视频的监控；并且系统的拓展功能极强，在有网络的区域增加监控的设施设备就能够拓展新监控点；网络的提供商会维护网络，前端的设备随插就可以运用以及免维护，维护系统的费用很低；系统的功能非常的大，运用很灵活，全数字化的录像，保存以及检索就很方便；任何的一台计算机，安装了客户端的软件并且授权，就能够形成监控的工作站；Web Server视频散布为基准，利用IE浏览器及时的实施监控，操作的界面非常友好，客户的接受程度也很高。

2 数字视频监控系统的构筑目的

近年来电网建设业快速的发展，各大部门之间协调统一以及管理统一的需求逐渐的显现，大监控成为了变电站的监控网络的首要条件。大监控就是将变电站的诸多系统统一的监控，各大变电站以及消防系统、管理系统都采用开放的监控平台来进行各个目标的实时监控，同一个监控点的诸多信息都可以共享的。及时的监控变电站之内的各个类型设施设备，控制屏的显示、仪表显示数、开关室的设施设备等系统的运行状态；及时的监测变压器的油位以及火灾的警报体系，周边的环境情况，调节适合的温度以及湿度，空调机的启停以及瓦斯是否泄漏等诸多的危险情况；随时的将变电站的大门以及主要的通行道进行监控；及时的接受各个部门的红外警报以及门禁的状态信号；进行追忆事故，辅助技术人员查探故障的原因以及变电站的状态，最终找到最根本的事故原因；运用远程监测功能，进行及时的远程监控，调度中心的技术人员，对远方任何一处的变电站操作人员进行及时的技术、操作指导；运用远程教育实行检修的标准化作业并进行实时的培训，及时的存储录像并作为以后的多媒体培训的教材。以上都是变电站数字视频监控体系应实现的目标，这样才能更好的做好监控作业。

3 数字视频监控体系的设计要求与结构

3.1 兼容性要求

系统要可以支持诸多的设施设备，不同类型以及不同的编码方法等的变电站设施都可以接入系统，降低前端设施的更换次数以及改造。若是必要的设备变更，就要尽量的降低更换的数目，一定要避免前端摄像机以及警报器的变更。

3.2 带宽适应性的要求

当下的变电站可以将诸多的2Mbits带宽实行合并，供给用户高度的带宽传输通道，所以，系统必须要有非常强大的带宽适应性能，可以依据不一样的带宽自行的实行调节，利用有限的带宽来传输最大限度多的图像。

3.3 安全性的要求

硬件的安全性以及网络的安全性都是较为重要的，集中的管理方式，让系统的管理中心成了极为重要的阶段，管理中心的诸多运行数据都要进行相应的硬件备份，主要的设施设备之间要可以实行随时的自动切换。视频监控体系以及电力的区域网络要实行链接，所以，这就有很多的病毒以及网络的攻击，这严重的威胁到了视频的监控系统，系统要及时的采取隔离保护的方式，保障体系的安全性。

3.4 系统的结构

系统的规模大小要依据电网的区域范围以及变电站的数目进行自合与定义，构筑视频工作站点在集控中心，各个部门的工作都利用此工作站点获取授权以及实行远程监控。各个变电站的流媒体的服务仪器都承载诸多的音频、视频以及警报数据等转发，呈现系统的负载均衡性能。集控中心对所有的监控端、各个服务仪器等实行统一的协调管理，并能够在没有技术人员值班时实行远程控制，并构筑本地的监控终端在各个变电站。

4 数字视频监控体系构建中应注意的问题

4.1 系统的集成

变电站数字视频监控系统应依据实情设立综合的管理体系，将站内诸多的子系统进行集成，如环境的监测、火灾的警报、视频的监视等等，对站内的一系列数据以及传感器的开关、设施的状态实行综合的判定，利用诸多的识别技术并与别的系统一起运行实行数据的智能化处理。综合运行的管理系统管理的信息区非常大，并且数据量也极度的多，不适宜直接跟生产控制大区位的监控连接，设立单独的综合运行管理体系，并且利用隔离设施装置和计算机的监控体系进行信息的互换。

4.2 自动化系统的终端接口

依据不一样的变电站自动化体系，构筑通信的接口程序，让数据能够实时共享，运用变电站已有的自动化设施等，多加视频设施，将监控系统的软件实行第二次的开发利用，如通信的接口、数据的组织形态以及画面的组织形态，体现无缝的接入，为建设节省投资。

5 结束语

网络视频监控体系是一种集诸多的高端技术以及计算机技术为一体的现代集成系统。将当下所有的变电站监控体系进行有效的整合，呈现远方的远程监控，包含防火、防盗、监控等功能，从而很好的解决变电站的可视化现场监控以及周边环境的监控，为建设智能化的变电站监控系统打下坚实的基础。

参考文献