无人值守变电站数字监控系统

无人值守变电站数字监控系统

无人值守变电站数字监控系统 篇1

电力系统正在大力推广无人值守变电站，从而实现变电站主设备的监控，大多已实现了遥测、遥信、遥调、遥控的“四遥”，但由于无法了解变电站现场的环境等情况，还得有人昼夜看门，无法实现真正意义上无人值守，也使“防火、防爆、防渍”无法实现。

针对以上情况，北京华青紫博科技有限公司应用先进的计算机、多媒体及通讯技术，开发研制了专为无人值守变电站实现“五遥”的HQ3102-f(HQ2402-f)数字监控遥视系统，本系统除了实现电视监控图像的远程监控，还将防盗（报警技术）、防火（消防）以及出入口管理（门禁系统）融为一体，从而保证设备和环境不受人为和自然因素的侵害。

二、需求分析

1.围墙、大门等通过摄像、微波、红外探头，防止非法闯入；

2.在建筑物门窗安装报警探头，如门磁、红外、玻璃破碎探测器；

3.重点部位摄像机的安装，起到24小时不间断视频监控，可报警联动录像，有些部位可采用红外摄像机；

4.声光电告警设备的联动；

5.通过摄像机、灯光联动，监视主变压器等重要设备，监视场地和高压配电间设备的运行状态；

三、系统组成 变电站设备

变电站设备主要由前端视频服务器、固定或可控摄像机、报警输入输出设备等主要设备组成。主要完成图像、声音的采集、编码和传输、摄像机的控制和报警联动的输入/输出工作。

每个变电站可以安装一个或数个视频服务器，视频服务器是一个功能极强的嵌入式设备，可靠性极高，无需日常维护，完全能满足无人值守变电站的要求。视频服务器负责把摄像机的模拟视频信号转变成数字信号，同时进行压缩，另外也传输控制信号，视频服务器内置10/100M网卡，通过网线接到网络交换机上，视频服务器把压缩后的视频信号及其他数据信号一起通过网络上传到变电工区或供电公司.2.传输网络

系统组网方式灵活，系统功能灵活，利用现有资源灵活，将各类型资源的利用，都能够溶入组网方案之中。能满足不同无人值守变电站监控单元的业务需求，软件功能全面，配置方便。在无人值守变电站远程集中监控管理系统建设中，系统一般建立三级网络结构，也可根据局方的维护体制需要建立两级网络结构。系统能使用多种传输方式混合组网，能够充分利用局方的现有资源，简单灵活。

各变电站到供电局的信道为2M专线，通讯传输设备仅提供2M接口，此种方式需要在变电站和变电工区或供电公司两端成对安装2M以太网网桥。目前大多数传输方式都为此种方式。

3.监控中心

监控中心主要由监控服务器、监控客户终端等组成。主要完成变电站现场图像接收与显示，用户登录管理，优先权的分配，控制信号的协调，图像的实时监控，录像的存储、检索、回放、备份、恢复等。

在变电工区网络上配置一台监控服务器，安装相关监控软件，中心服务器前端对各变电站的摄像机、视频服务器进行管理，后端对所有的上网用户进行管理，同时担负录像报警等众多功能。在值班室安装一到数台监控客户机，监控用户首先登陆监控服务器，输入用户名密码，获得相应的授权后，即能访问到前端的摄像机，同时也可以安装一台大屏幕显示器（或背部投影机、等离子显示器等），利用“E-眼神”系统软件的强大功能，可以在大屏幕上同时显示出9/16个摄像机的画面。系统也可以采用常规的电视墙显示方式。

系统能够对各变电站、所有关数据、参量、图像进行监控和监视，以便能够实时、直接地了解和掌握各变电站、所的情况，并及时对发生的情况作出反应。

变电站网络视频监控解决方案

变电站网络视频监控解决方案

作者：佚名 文章来源：本站原创 点击数：114

变电站网络视频监控解决方案

一、概述 ：

随着计算机技术、网络通讯技术以及电力系统保护及自控技术的发展，变电站的自动化运行水平不断提高，大大减少了人为操作事故，使变电站的无人值守逐步变成了可能，并已成为电业系统的发展趋势。目前已实现了将生产现场的设备运行数据、状态传送到远方的调度中心，同时调度中心也可对远程的现场设备进行控制和调节，这就是常称的遥测、遥信、遥控和遥调。作为无人值守的变电站如只具备四遥是不够的，因为调度中心无法了解现场情况致使一些安全防范如“防火、防盗”等无法实现，因此变电站仍需要有人昼夜守护。随着计算机技术、多媒体技术及通讯技术的迅猛发展，对于图像、声音等多媒体信号的数字化处理以及远距离传输的技术已相当成熟，将这一成熟的技术引入电力调度自动化系统，在四遥基础上增加第五遥-遥视，并且实现防盗、防火及出入口管理，将实现真正意义上的“无人值守”。

为了加强对重变电站及无人值守变电站在安全生产、防盗保安、火警监控等方面的综合管理水平，实现创一流的目标，越来越多的电力企业正在考虑建设集中式远程图像监控系统。它可以对各变电站的现场进行实时视频监控，将变电站的各被监视点，如主控制室，高压室、设备情况、断电器、隔离刀闸、室外场地等现场图像通过通讯网实时地传输到集控站或地方调度中心；同时可以按照多种方式进行数字录象，保存在服务器上供事后调用。对重要变电 站，局领导及调度人员可分别通过企业计算机网络，利用桌面微机，实时地对变电站进行视频监控或调用数字录象。

近年来，电力公司在全省范围内逐渐建设计算机信息广域网，变电站的远程图象监控是构筑在计算机信息广域网的重要应用功能之一。

电力系统内各种生产设备类型复杂，数目巨大，地域分布广，人工维护困难。同时，为适应减员增效和现代化管理的要求，对生产现场的闭路电视监控系统在可靠性、易用性及易维护性，尤其对远程监控方面提出了更高的要求。同时，电力系统的信息网络的建设质量和速度在各专网系统中是名列前茅的，这为基于网络视频监控的应用提供了良好的条件。

基于嵌入式视频服器，主要应用于无人值守变电站，电业局/电厂综合监控系统、现场生产调度指挥系统及对灾害和突发事件的应急处理。以确保监控场所内设备的可靠运行及人员的安全。

二、网络拓扑图 ：

三、系统组成系统设备

1、监控前端主要由前网络视频服务器、摄象机（防护罩、摄象机、镜头、支架）、云台、解码器等主要设备组成。网络视频服务器是整个系统中的核心设备，实现网络化、数字化处理工作，它完成模拟视频监视信号的数字采集、影像压缩、监控数据处理、报警信号的采集、网络的传输等功能。它可将前端的模拟信号同时处理成高清晰的实时数字图像发布到网络中，可实现多用户同时监控相同或者不同的现场图像，真正做到视频共享。

2、后端监控有数台装有专用监控软件的电脑组成，软件功能参考第五节。

网络条件

大部分变电站内都有自己的E1线路，监控图像可以使用E1线路来传输到集控中心。E1的带宽为2Mbps,因此可以同时最多可传输8路实时图像。

四、系统优势

1、可以使用站内已有的E1线路传输图像。

2、稳定性好，不死机，使用嵌入式操作系统。

3、不受病毒侵袭，系统采用VXWORKS操作系统,WINDOWS系统的病毒无法入侵。

4、功能齐全，集成度高，具有动态IP功能，短信报警功能，红外/烟感报警功能。

5、系统适合无人职守环境，无须专人维护系统。

无人值守变电站数字监控系统 篇2

关键词：无人值守变电站,辅助监控系统,建设

0 前言

随着自动化及通信技术在电力系统应用, 无人值守变电站及大集控管理模式在全国范围内大力推进。在新的电网管理模式下, 以提高劳动效率为根本, 但随着无人值守变电站的增多, 无人值守变电站内环境、防火、防盗以及补光等辅助信息对监控值班人员也变得越来越重要, 如何对消防、安防、视频信息等实施勘察, 及时发现隐患, 确保变电设备安全运行变的尤为重要, 应此加强变电站辅助监控系统建设, 让监控人员通过变电站辅助监控系统实施监控无人站消防、安防、视频信息安全迫在眉睫。

变电站辅助监控系统范围:变电站消防、安防、视频信息、通风远程控制系统、温度监测系统、给排水运行状态监测系统、给光系统和喊话系统。

1 变电站辅助监控系统建设原则

(1) 建成辅助系统通信专网:220kV变电站为光纤千兆直联, 110kV变电为百兆直联, 实现变电站消防、安防、视频信息的辅助信息的专网传输, 确保信息畅通。

(2) 制定《变电站视频监视系统配置原则》, 规范变电站的视频系统的配置, 该原则里应说明视频监控系统配置后让监控人员通过遥视进行巡视时, 应达到巡视的程度和范围, 确保远方巡视的质量和效果。

(3) 梳理无人值守变电站管理规范, 形成各个辅助监控系统采集的标准和数量。

2 各个辅助系统作用

2.1 视频系统

为监控人员提供远方巡视的平台, 减少变电运行人员到现场巡视的次数, 确保远方巡视的质量。

2.2 消防系统

对变电站防火部位进行检测, 发现问题及时报警, 引起监控人员的注意, 和遥视系统配合如可远方发现隐患部位及时派人现场处理。

2.3 安防系统

防止外人非法入侵变电站, 对变电设备造成损害。该系统通过辅助监控系统软件和灯光系统和喊话系统配合, 阻止外人对变电站的侵害, 确保变电设备安全运行。

2.4 通风远程控制系统

对有室内SF6设备的变电站, 在有人到站工作时, 提前30分钟开启通风装置, 保证人员到站及时工作。

对发生事故、爆炸等造成室内烟雾时, 通过远方通风装置的及时开启, 可确保人员及时到现场进行事故处理, 保证了人员的安全性, 并确保事故处理的及时性。

2.5 温度监测系统

变电站内有些房间的温度有一定规定, 如继电器室、电容器室、蓄电池室等在温度超标时, 应及时开启通风装置或温度控制装置 (空调等) , 温度监控系统即为在温度超限时, 通过监控人员及时调控确保温度在合适范围内。

2.6 给排水运行状态监测系统

对于非自然排水的变电站, 设有排水泵, 在遇到大雨天气时, 通过该系统可以及时排水, 而不需要人到现场。

2.7 给光系统

变电站照明系统的远方监控, 夜间巡视以及和安防、视频系统配合, 保证变电站安全运行。

2.8 喊话系统

在发生安防事件时, 通过起到喊话系统, 对非法进入变电站人员进行警示, 确保变电站安全运行。

3 辅助监控系统的建设

建成统一的辅助综合监控系统, 实现对变电站消防、遥视和安防、等系统的集中监控。

统一的调控辅助综合监控系统主要由四个部分组成:一是综合监控管理中心;二是变电站端消防、遥视和安防监控等系统;三是操作站监控终端;四是网络传输部分。

3.1 通风远

综合监控管理中心是变电站消防、遥视和安防系统监测控制的中心, 负责接收和分析来自变电站端辅助系统的各类报警信息, 监测和控制变电站端辅助系统的终端设备, 为运维站终端提供所管辖变电站辅助系统运行信息和控制功能, 为监控中心值班人员实现对变电站消防、视频、安防系统随时操作和实时监控。

系统架构分为三级:综合监控管理中心、变电站采集终端和操作站管理终端。

综合监控管理中心平台主要由数据服务器、告警服务器、通讯服务器、转发服务器, 集成管理客户端和配置管理平台、网络设备等组成。

操作站终端系统主要由集成管理客户端组成。

变电站采集终端主要由变电站现场系统组成。

3.2 变电站终端系统

(1) 消防系统。精确定位报警位置消防系统建设要改变现有只传输火灾报警信号和装置故障信号的机制, 实现消防报警电子地图显示, 精确定位的消防终端报警的位置, 为系统监控人员提供准确及时的火情信息。

消防终端状态监测实现消防采样终端的运行状态进行动态实时监测, 及时掌握终端的运行健康状态, 消防终端初步实现状态检修。

与视频系统的联动当消防终端探测到火情时, 能够实时与视频系统联动, 将视频切换到火情区域。

(2) 遥视系统。视频系统覆盖面:变电站视频系统要实施对主控室、保护室、主变压器、220kV设备区、110kV设备区、10kV设备室、电容器组、电抗器、站变、电池室、变电站进出口等区域的全覆盖。

实现系统间联动视频系统要与周界报警系统 (安防) 实现联动, 与消防系统实现联动, 与灯光控制系统联动等。

摄像机合理使用:球型摄像机与定焦摄像机配套使用, 主控室、保护室、主变压器、各电压等级设备区宜安装球型摄像机, 电容器、电抗器、站变等宜安装定焦摄像机。

(3) 安防系统。新式安防系统应用采用新式高压脉冲电子围栏在变电站中进行应用。与视频系统的联动做好安防系统与视频系统的联动。

(4) 通风远程控制系统。对有室内SF6设备的变电站, 在有人到站工作时, 提前30分钟开启通风装置, 保证人员到站及时工作。

对发生事故、爆炸等造成室内烟雾时, 通过远方通风装置的及时开启, 可确保人员及时到现场进行事故处理, 保证了人员的安全性, 并确保事故处理的及时性。

(5) 温度监测系统。变电站内有些房间的温度有一定规定, 如继电器室、电容器室、蓄电池室等在温度超标时, 应及时开启通风装置或温度控制装置 (空调等) , 温度监控系统即为在温度超限时, 通过监控人员及时调控确保温度在合适范围内。

(6) 给排水运行状态监测系统。对于非自然排水的变电站, 设有排水泵, 在遇到大雨天气时, 通过该系统可以及时排水, 而不需要人到现场。

(7) 给光系统。变电站照明系统的远方监控, 夜间巡视以及和安防、视频系统配合, 保证变电站安全运行。

(8) 喊话系统。

3.3 操作站监控终端

综合监控系统终端系统为运维站提供所管辖变电站的消防、遥视和安防系统环境运行信息和控制功能。运维站配置一主一备监控终端。

3.4 网络传输

网络传输是实现辅助支持系统建设的基础, 在满足二次防护要求前提下, 为辅助支持系统提供可靠和适当带宽的传输网络。

通过建立变电站辅助监控综合系统, 对设备进行管理, 减轻人力排查故障隐患的负担, 系统24小时对所有变电站消防、安防、遥视等设施进行监控, 节约了人力、物力及时间成本, 提高了工作的效率。

参考文献

[1]GB16806-2006.消防联动控制系统[S].

[2]GA767-2008.消防控制室通用技术要求[S].

[3]GB50229-2006.火力发电厂与变电站设计防火规范[S].

[4]GB50116.火灾自动报警系统设计规范[S].

无人值守变电站数字监控系统 篇3

【摘要】国内变电站智能辅助监控系统主要监控对象为变电站场站环境，而不是针对运行设备。本文主要设计一套针对变电站室内外运行设备的智能安全辅助监控系统，包括断路器断电保护、视频监控、无线测温、环境监测、消防告警等功能；建立无人值守变电站安全辅助信息的逻辑和推理模型，讨论对故障告警信息的分类和过滤策略，自动报告变电站异常，提出故障处理指导意见。系统的智能告警及分析决策能力，可根据变电站各监测单元返回的变电站各项数据，运用分析决策机制获得分析结果，并将分析结果以可视化界面综合展示，值班员可根据分析结果进行人工远程操作，也可授权平台自动完成远程控制动作。

【关键词】高寒；无人值守；智能；辅助监控

一、引言

随着近年来我国电网规模急剧扩大，新投运的变电站数量的成倍增长。为提高生产管理效率，转变生产方式，新变电站都按照无人值守变电站进行设计和运行，传统有人值守变电站也已进行无人值守化升级改造。但是从有人值守到无人值守的转变绝不仅仅是人员撤离那么简单。如何切实提高变电站设备运行管理水平，切实保证变电站的安全运行，有效实现对变电站的运行主设备及辅助设施的监控及管理，把握设备的实时运行状况成为研究的主题。在我国东北等高寒地区，冬季气温可达-40℃，冬季对高压设备运行状态及变电站环境监测尤为重要，并且对监测设备的低温运行也提出了更高的挑战。

黑龙江省电科院经过对黑龙江省部分无人值守变电站的考察，发现存在如下问题：

1）变电站内的隔离开关、断路器等设备没有实现在线测温，需要巡视人员定期人工测温，数据受人为因素影响较大，漏测情况时有发生，当设备温度出现异常时关键点温度数据不能及时上传，故障无法及时被发现。

2）变电站室内关键场所（如：计算机房、继电保护小室、开关室、蓄电池间）没有温、湿度信息采集设备及自动调温设备，冬季靠暖气供热，一旦发生暖气临时中断现象，（如蓄电池间）设备在低温环境下运行，性能及寿命将受到严重影响；机房空调与温、湿度监测单元没有形成闭环联动，无法通过集控站干预空调等调温、湿设备的运行。

3）调度对站内隔离开关及断路器进行远程分合操作时，由于隔离开关电机或断路器储能机构故障，有时会出现分合动作不正常的状况，超过规定时间后，可能出现烧毁电机或断路器分合闸线圈的现象；同时由于隔离开关机械设计的原因，隔离开关动作时可能出现对应辅助节点无反应的问题，结果导致变电站后台监控画面的隔离开关分合显示错误。

4）早期变电站隔离开关执行机构箱、端子箱及断路器汇控箱内温度监控及自动加热设备并不完善（甚至根本没有配备），部分监控单元已损坏，不能有效实现温度上传及自动加热、排风功能，在冬季存在部分箱体内二次回路异常的情况。

5）自变电站按无人值守运行模式运行以来，利用自动化设备的“四遥”功能，可实时检测有载调压变压器分接开关挡位位置，通过监控系统相应的硬件配置实现有载调压的远方控制，以有效提高电压质量。但是由于各种原因，有载调压变压器分接开关在运行中会出现档位切换不到位的情况，档位测点的远方传送及必要的遥控返校过程使其实时性受到影响，影响了无人值守变电站内主变压器的安全运行。

6）变电站内烟雾报警装置没有集中管理，没有与消防系统构成完整闭环控制系统，在变电站发生火灾等事故时，不能及时启动消防设备扑救。

为解决上述问题，我们将根据目前黑龙江省内220kV及以下无人值守变电站的实际工作现场条件，研发一套无人值守变电站智能安全辅助监控系统，将变电站内安全辅助设备、高压监测设备、消防设备进行集中管理，通过现有电力通信网与集控站（或地区调度）进行双向数据交互，不但使集控站能及时准确地掌握无人值守变电站各关键点的状态参数，而且能实现自动或值班员手动远程控制变电站安全辅助设备的启停的目标，为无人值守变电站的安全运行保驾护航。

二、国内外研究水平综述

国外发达国家现已全面进入变电站无人值守阶段，所有监控信息均实现远程监控及操作，将监测的重点放在变压器、SF6开关及GIS设备、电力电缆、MOA等关键设备监测技术的发展上，可以实现对变电站内设备进行综合性诊断监测。如：法国阿尔斯通公司开发了变压器状态监测系统，通过局域网可实现对变压器顶层油温、环境温度、变压器负载电流、三相电压、绝缘油气体组分、有载开关分接位置、风扇切换状态、铁芯、夹件、高压套管绝缘等在线状态的监测；美国通用电气开发了集成变电站监测与诊断系统，实现断路器状态监测，同时可实现冷却系统和有载调压开关的最优动态控制，通过局域网实现了状态监测与状态维修。且发达国家如美国在无人值守变电站的基础上大力推广智能变电站，所以其变电站建设的总体规划更加智能化，可靠性更高。

我国十年前开始逐步推广变电站的无人值守改造与建设，但在初期仅仅实现基本的遥测、遥信、遥控、遥调等基本功能，部分实现了红外监测、气体监测的功能。国内变电站智能辅助监控系统集成了视频监控子系统、环境监测子系统、消防告警子系统、门禁子系统和控制子系统等相关辅助子系统。但其主要监控对象为变电站场站环境，而不是针对运行设备。更没有将隔离开关及断路器的断电保护、隔离开关、开关柜及接头温度监测、汇控箱的温度监测、蓄电池间自动控温系统以及烟雾报警与消防喷淋系统集中在一个综控平台，没有实现综合智能化管控等高级功能。

三、理论和实践依据

3.1原理简述

针对变电站室内外运行设备，设计一套智能安全辅助监控系统，要求该系统包括视频监控、无线测温、环境监测、消防告警等功能；同时在确保不影响系统功能及监控效果的前提下，对系统结构进行优化。建立无人值守变电站安全辅助信息的逻辑和推理模型，讨论对故障告警信息（如温度、湿度及烟雾）的分类和过滤策略，根据变电站的运行状态展开在线实时分析和推理研究，最终实现以报表（或画面形式）自动报告变电站异常，并提出故障处理指导意见供值班员参考。建立一套基于多目标协调控制原理的智能安全辅助监控系统，该系统可作为一个功能模块纳入集控站现有中心监控系统，也可单独自成一体并与中心监控系统实现数据共享，该系统具有智能告警及分析决策能力，可根据变电站各监测单元返回的变电站各项数据，运用分析决策机制获得分析结果，并将分析结果以可视化界面综合展示，值班员可根据分析结果进行人工远程操作，也可授权平台自动完成远程控制动作。

3.2理论和实践依据

（1）视频图像监控技术不断发展促进了“遥视”在电力系统的应用。

目前已有相当多的变电站实现了遥测、遥信、遥控、遥调功能。基于已有“四遥”的成熟经验，利用当今数字图像技术的发展，“遥视”技术也得到广泛应用。电力调度部门通过遥视可远程监视变电站的设备及现场环境。“遥视”作为传统“四遥”的补充，进一步提高了电力自动化系统的安全、可靠性。利用“遥视”技术，不但可以解决开关场隔离开关分合状态的监视，而且可以与烟雾报警设备组合，由集控站值班员根据烟雾报警信号和在线视频资料完成对火警的二次确认，继而正确启动消防喷淋系统，保证站内消防系统启动的可靠性。同时，可以利用“遥视”技术对变压器调压分接头是否到位进行人工确定，继而采取恰当的控制手段完成变压器调压。该技术的应用为电力安全生产提供了有效的辅助手段，大大加强了对无人值守变电站的管理力度。

（2）无线通信技术的日益成熟使变电站内设备运行无线化成为可能。

ZigBee技术的短距离无线通信开始应用于电力设备的状态监测，最常见的是基于Zigbee协议的电力无线测温系统，它将ZigBee技术与传感器技术结合，应用于电力温度数据采集监测系统中。本项目我们考虑利用多种测量手段采集隔离开关、断路器的分合状态、母线、电缆、开关柜中的开关触点、电缆接头温度信息。

（3）工业以太网工程实践案例丰富，技术成熟，可以作为智能安全辅助监控系统平台的首选组网方式。

大型枢纽变电站，特别是220kV以上电压等级变电站节点数目多，站内分布成百上千，数据信息流大，对速率指标要求高，工业以太网能很好满足上述要求。本项目中我们计划采用以太网技术（或现场总线技术）实现站内各监测及控制单元与控制后台的双向通讯管理。

3.3研究的关键和难点

（1）如何保证安装在室外开关场内的测温终端在超低温环境下稳定运行，以及如何解决强对流气象条件下环境温度对测温探头测温精度的负面影响。

（2）隔离开关驱动电机或断路器弹簧储能不能正常动作时，切断操作机构电源保护电气设备及控制回路的方法研究，以及调度遥信信号错误判别的研究。

（3）在高压、强电磁干扰环境下，如何保证电子监视设备能够正常运行并及时准确的通过无线发射器将数据上传至中继器。

（4）如何实现视频摄像头与故障点的智能联动，当有故障发生时，如何保证摄像头能及时准确的定位故障点并同步向集控站（或调度）传送图像信息，同时向值班员发出安全报警信号。

四、研究内容和实施方案

1）研究内容

（1）高纬度无人值守变电站在高寒条件的设备工作特点及运行规律研究。

面向黑龙江省内220kV及以下变电站，收集冬季主要设备历史运行状态数据，重点对室外各种隔离开关、断路器、汇流柜、室内开关柜、蓄电池组、电容室、所用变压器等设备的运行特点进行研究，总结此类设备的运行规律及工作特点，为下一步监测终端的科学配置及安全辅助监控系统搭建打下基础。

（2）低温强对流气象条件下，研究保证监测终端运行寿命及配套传感器精度的方法研究。

黑龙江省处于我国的东北寒冷地带，冬季部分地区最低气温可达零下40度以下，同时经常伴有大风、降雪等强对流天气，安装在站内室外的监控终端设备内含有大量电子元器件，如何抑制运放及模拟器件的温漂、减少低温对传感器测量精度的负面影响、延长电池寿命、保证监控终端设备在低温环境下正常安全运行是本项目的研究内容之一。

（3）开关场强电磁干扰环境下，无线监测单元电子主板抗电磁干扰措施及降低射频传输数据误码率研究。

为了能够及时准确地获取站内室外一次设备的运行情况，我们需要在开关场内安装基于射频技术的无线监测单元，这些监测单元大都直接安装在隔离开关、线路、变压器的附近，不可避免地会受到强电磁干扰的影响，采取何种抗干扰措施保护监测单元电子主板安全，较低电磁场对射频功率模块的影响，降低无线传输数据误码率将是本项目研究的内容之一。

（4）智能安全辅助监控系统整体设计与结构优化、实现调度SCADA系统与辅助监控系统数据共享的研究。

选取具有代表性的变电站，针对此变电站的实际情况，有针对性地设计一套智能安全辅助监控系统，要求该系统包括隔离开关故障保护、视频监控、无线测温、环境监测、消防告警等功能。

（5）基于监测信息的智能告警及分析决策方法研究。

建立无人值守变电站安全辅助信息的逻辑和推理模型，讨论对故障告警信息（如温度、湿度、烟雾及隔离开关或断路器异常）的分类和过滤策略，根据变电站的运行状态展开在线实时分析和推理研究，最终实现以报表（或画面形式）自动报告变电站异常，并提出故障处理指导意见供值班员参考。

2）实施方案

（1）项目前期资料收集与现场调研

主要对国内外相关领域的学术论文、报告以及技术资料进行收集，从中筛选出有参考价值的资料进行认真研究比对，形成结论性材料。结合已有现场数据和运行参数，对省内高纬度无人值守变电站在高寒条件的设备工作特点及运行规律展开深入研究。

（2）监控单元核心技术攻关

认真研究目前国内外无人值守变电站所使用的前沿监控技术，针对高寒地区冬季时间长、气温低的特点，重点对监控单元的低温条件工作性能进行研究，并考虑抗电磁干扰措施，提出能够满足工程要求的设计方案，并形成实验样机，利用本院完备的实验环境，对实验样机进行低温和电磁干扰测试，检验其运行稳定程度、测量精度和使用使用寿命。

（3）系统整体结构设计

根据项目的要求及需求分析，按照变电站运行的不同功能需求，我们计划将智能安全辅助监控系统按功能分为8个子系统。系统主要包括隔离开关故障保护、视频监控、无线测温、环境监测、消防告警、和远程控制8个子系统。系统建设将以辅助控制系统平台为核心，实现各子系统间的信息共享及互动。

（4）各监控子系统设计与开发

A、隔离开关故障保护子系统

在隔离开关操作机构电源侧加装电源切断装置，隔离开关驱动电机或断路器弹簧储能不能正常动作时，切断操作机构电源保护电气设备及控制回路，切断装置与调度后台（SCADA）互联，切断装置动作的同时向SCADA系统发送动作信号以免发生错误判别，视频监控系统弹出相应隔离开关实时画面，发出声光报警信号。

B、视频监控子系统

利用枪式摄像机主要监控刀闸触点状态、变压器有载开关分接头位置等设备信息，球型摄像机监控场站环境状态信息。系统通过摄像机采集的现场图像，经编码器和视频服务器后，视频信号直接变换成数字信号进入网络系统，各监控点的实时图像经光纤或其它网络系统传输到控制中心，在控制中心或利用移动终端实现对现场设备的实时监视与控制，实现视频联动。

C、无线测温子系统

无线测温子系统采用短程无线测量技术采集温度数据并汇聚于一点，再通过远程（GPRS/CDMA）无线网络传输，实现数据的无线传输。无线测温模块可以采用高能电池供电或无源SAW传感器，以减少高低压之间的电气联系，采用全数字方式工作。无线测温模块把温度信号通过无线的方式直接或经过无线中继站传送给无线汇聚终端，无线汇聚终端可以接收多个测温模块发送来的数据。采用短程无线网络的方式，多个测温模块分布在无线汇聚终端模块的周围，在有效的通讯范围内可以随意添加、删除、移动测温模块。无线发射器采用专用频段，使功率控制不对变电站内设备造成干扰。

D、环境监测子系统

该子系统能对站内的温度、湿度、风力、水浸、SF6浓度等环境信息进行实时采集、处理和上传，采集周期小于5秒；环境信息数据的变化上传智能辅助控制系统，可设置不同级别的环境量告警信息。环境量超限报警联动，当环境量超过报警限值时，根据设置好的联动预案，自动联动相关摄像头的预置点，并进行告警录像。一个环境量支持联动多路视频，即当一个环境量超限报警时，可以同时联动多个摄像机，从不同角度不同方位将现场的信息传到监控中心。越限可以联动声光报警、短信报警、启动相应子系统（温湿度关联取暖系统、水浸关联给排水系统）等预案，同时将数据转发上传至统一信息平台。

E、消防告警子系统

此系统将消防设备提供的通信数据、干接点信号或区域性的有源信号，通过以太网数据采集器传送到消防告警子系统，实时监测每个区域的火灾情况。消防设备一旦发生报警，消防告警子系统立即以声音报警、文字提示、电子地图和弹出实时图像等多种形式报出警情，并向预先设定的固定电话自动播放告警语音、向预先设定的手机发送告警短信，同时把信号上传至智能辅助监控系统。视频监控子系统通过智能辅助控制系统接收到火警信息后，相应采取一系列措施，如调用相应预置位、视频监控子系统中弹出视频窗口、自动巡航相关区域等，并把火警信号转发上传至统一信息平台。消防告警子系统以文字方式显示报警事故的时间、地点和报警状态。警情处理解除后，报警纪录以历史记录的方式存在系统的数据服务器中。同时系统具有报警查询、数据导入导出、权限管理等功能。

F、远程控制子系统

远程控制子系统（照明系统、采暖系统、给排水系统）根据事件（如消防报警、温湿度报警、水浸报警）自动对站内设备进行开启和关闭操作，位于集控站的值班员也可在统一信息平台及智能辅助控制系统中控制设备的开启和关闭。支持本地/远程控制电暖气、排风扇、抽水泵的启动和关闭。

G、智能巡检子系统

智能巡检子系统是依托视频监控子系统、无线测温子系统、环境监测子系统，单独开发的远程变电站巡检系统，巡检人员只需在电脑前选择智能巡检，系统就能根据预设的巡检程序通过高清摄像头对关键设备进行远程巡检、播放巡检画面，自动生成巡检报告。

H、变电站智能安全辅助监控系统平台

此平台安装于集控站，可作为一个功能模块纳入集控站现有中心监控系统，也可单独自成一体并与中心监控系统实现数据共享，该平台具有智能告警及分析决策能力，可根据变电站各监测单元返回的变电站各项数据，运用分析决策机制获得分析结果，并将分析结果以简洁明了的可视化界面综合展示，值班员可根据分析结果进行人工远程操作，也可授权平台自动完成远程控制动作。

五、小结

本项目完成后，形成的无人值守变电站智能安全辅助监控方案能够为后续智能变电站建设提供参考，建成的监控平台可实现变电站后台、各级集控站与调度之间的信息共享和信息互动，并对相关环节实现智能化管理，从而为变电站降低运维成本、优化资源配置、提升运行效率及安全生产提供重要保障。本系统建成后将实现以下功能：

A、能清晰监视站内设备，如主变压器、各类高压电器断路器以及隔离开关等重要设备的外观状态，主闸刀的分合状态，线路及设备的接地情况以及操作人员的操作情况等，满足大范围、近距离监视的要求；

B、对变电站室内主要电气设备、关键设备安装地点（如二次设备室、高压室、低压室、通信室、站用变室、蓄电池室等）以及周围环境进行全天候的状态监视，对集控站在线实时上传数据，并执行值班员发出的遥控指令；

C、对主要电气设备如隔离开关、电缆头、开关柜触点、其他接触点发热部件以及断路器执行机构箱进行实时温度在线监测，对温度超标设备提供报越限警信号；

D、通过和站内自动化系统、其他辅助子系统的通讯，对现有监控装置进行整合，能实现用户自定义的设备联动，包括现场设备操作联动，烟雾报警喷淋消防、SF6监测、视频监控、报警等相关设备联动。并可以根据变电站现场需求，完成自动的闭环控制和告警，如自动启动/关闭空调、电暖气等、自动启动/关闭风机、自动启动/关闭排水系统等；

如何布置无人值守变电站 篇4

电力行业无人值守机房无线监控系统主要是对机房设备（如供配电系统、UPS 电源、空调、消防系统、保安门禁系统等）的运行状态、设备运行的环境动力状态（环境温湿度、烟雾报警、水浸报警）等进行实时监控并记录历史数据，实现对电力机房远程遥控管理功能，使电力行业机房监控达到无人或少人值守，为机房的高效管理和安全运营提供有力的保证。

为了使设备之间联动正常有效，必须针对不同的环境进行不同的网络传输方式，在这里介绍电厂各系统的组成，以及网络传输布局方式。

传输网络系统布局

1、主干传输网络

目前，变电站视频数据传输到监控调度中心主要有以下几种传输方式：

（1）以太网传输方式

各变电站到监控中心的信道直接为以太网接口，光纤或微波无线网络传输设备直接提供以太网接口，各变电站的图像数据信号经过各级交换机、路由器上传至监控中心。

微波无线网络传输设备一般采用高带宽远距离的11N系列室外无线网桥（WB5800MN1、WB5800MN2），采取点对点的组网方式，确保整体链路通畅。

（2）2M-以太网传输方式

各变电站到监控中心的信道为2M专线，通讯设备仅提供2M接口，变电站的图像数据信号需要通过2M以太网桥转化为2M接口，上传到监控中心相应的2M以太网桥转化为网络信号，进入监控中心的网络。实际上相当于用2M以太网桥通过2M专线组网。

2、变电站内传输网络

在变电站室外场区，可以根据实际需求，采用2.4G或者5.8G室外无线网桥，采取点对点或者点对多点的组网方式，将需要监控的主变压器、大门等重要地方无线连接。

3、前端视频采集回传

在每个监控点，根据距离的远近，可以采用2.4G或者5.8G内置天线一体化室外无线网桥或者外接型室外无线网桥与变电站监控中心连接。

前端视频采集系统

前端视频采集系统：模拟摄像机、视频服务器或者网络摄像机、云台、探测报警器、警告喇叭、供电系统等组成。

调度监控中心系统

在电业局调度监控中心，主要由中心监控管理服务器、电视墙服务器、监控客户终端等组成。主要完成现场图像接收，用户登录管理，优先权的分配，控制信号的协调，图像的实时监控，录象的存储、检索、回放、备份、恢复、电视墙的显示切换等。

在电业局中心机房放置一台高性能的服务器，安装变电站遥视系统中心服务器管理软件，中心服务器管理前端所有的摄像机、视频服务器、报警器等，管理后端所有的监控客户机。

无人值守变电站数字监控系统 篇5

基于音频识别的无人值守变电站设备在线监测

作者：曹文明 王耀南

摘要：介绍了无人值守变电站主设备音频在线监测系统的原理与结构，然后重点介绍音频数据的监测与识别过程.首先系统利用传感器采集变电站设备的音频信号，数据采集器把多路音频数据传至监控主机，音频数据经频谱分析和处理后提取到MFCC特征参数作为信号特征，再把特征参数输入正弦基神经网络进行识别，实现高效、准确地判断电气设备运行状态或故障类型.该方法从根本上改进了以往人工监听电气设备判断故障的方法，提高了设备故障检测效率，为及时发现和处理设备故障提供了帮助.关键词：音频识别； 在线监测； 故障识别； 无人值守变电站

中图分类号：TN912 文献标识码：A

随着电网建设的发展和安全要求的提高，变电站建设正朝无人值守或少人值守的方向发展.目前，无人值守变电站主要倾向于向“五遥”方向发展（遥测、遥信、遥控、遥调、遥视）[1-2]，利用视频监控系统，变电站中已逐步实现了“遥视”功能，但对于运行设备内部声音的监测却没有得到重视，已开发的成套设备也非常少[3]，针对电力设备运行状态的智能化音频识别系统就更少了.电力设备在运行过程中会发出各种声音，从声音变化强弱可以判别设备的运行状态，甚至故障类别[4].例如，10 kV配电变压器正常运行时，有较轻微均匀的“嗡嗡”声，这是铁心自振的正常现象.如果变压器突然出现异常的声音，原因是多方面的，可从以下几个方面考虑：1）若声音比平常听起来沉重，说明此时变压器过负荷；2）若声音比平常尖锐，说明电源电压过高；3）当变压器内部铁心结构松动时，便会出现乱而嘈杂的声音；4）当变压器出现爆裂声时，表明线圈或铁心绝缘有击穿现象；5）当跌落式熔断器触头接触不好、分接开关触头接触不良，以及其他外电路上有故障时，也会引起变压器声音的变化.为了判断变压器故障类型，变电站值班人员常用绝缘棒的一端放在变压器的油箱上，另一端放在耳边仔细听声音.该方法虽然操作简单，但无法实现远程的连续的在线检测，与无人值班变电站的发展趋势不相符；同时还要求检测人员具有丰富的实际经验，给判断的准确性带来了不稳定因素.为了全面掌握变电站实时运行情况、及时发现故障设备[5]，并做出科学的决策和处理，有必要研究一种无人值守的设备音频监控新方法，通过监测设备运行时的声音信号，对设备运行状态进行在线监测.并且注意与变电站现有监控系统相配合，从多方面掌握设备实际运行情况，优化变电站系统的管理，对提高设备的检修效率、可靠性，延长设备使用寿命都有重要的现实意义.1音频监测原理与系统结构

1.1电气设备音频监测原理

无人值守变电站设备音频检测系统主要用于检测变压器、电容器、电抗器、GIS（气体绝缘开关）等主设备运行时的声音信号.如图1所示，多路音频信号经

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传感器采集、滤波、放大、AD转换，传送至单片机数据处理器，经数据处理后，由现场总线把音频数据传至变电站监控主机（IPC）上，经音频频谱分析、提取到音频特征参数，再用神经网络识别该音频特征，根据音频特征向量输出该设备所处的状态和故障类型，并且监控主机根据判断结果做出报警或采取其它措施进行故障处理.1.2电气设备音频监控系统结构

变电站无人值守设备音频监控系统结构如图2所示，系统硬件由声音信号采集模块（由声音传感器、现场总线、数据收集器构成）、故障类型判别模块（变电站主机）和人机交互模块（集控站主机）和电源模块组成.首先，在变电站需要监测的电气设备上安装了多个声音传感器（如图1所示）.每个数据采集器负责多路音频数据的采集；然后数据收集器负责收集某个站点多个数据采集器的音频数据，并上传至站点监控主机.变电站监控主机根据设备故障状况和设备优先顺序，分时处理多路音频数据.对音频数据进行变换和频谱分析、提取音频数据的特征向量，然后把特征向量输入训练好的神经网络进行识别，判断发出该音频数据的设备运行状况和故障类型，并根据判断结果采取警报或其它控制措施.集控站主机位于变电站集控中心，通过以太网与各变电站主机进行远程通信，是工作人员与各变电站音频监控系统进行人机交互的平台，可方便地对多个无人值守变电站点进行远程的集中监管.集控站工作人员利用服务器保存的历史记录，不但可查询任一指定站点的设备当前和过去的音频数据，还可通过集控站的数据汇总分析，绘制出一段时间来某个电气设备的波形和频谱幅度变化曲线图，方便工作人员综合分析该设备的变化情况.另外，集控中心还可结合集控站其他非音频监控系统的信息，对某个变电站设备状态进行全面分析，更加准确地判断它的运行状态，确保设备安全稳定运行.集控主机主要功能如图3所示.2系统关键技术实现

2.1音频数据采集器

数据采集器是实现变电站设备无人值守音频监控的重要部件，它负责电气设备音频数据的处理和初步判断，内部结构如图4所示.数据采集器对声音传感器采集声音信号的处理包括：信号放大、低通滤波、模数转换、声音压缩、信号初步判断、串行通信等处理过程.核心处理器为凌阳SPCE061A型音频处理机，该处理器集成了信号放大、模数转换、串行通信接口等部件，具有强大的声音处理能力，适合本项目音频信号的处理.SPCE061A型单片机IO端口的IOB7和IOB10可以从通用IO口设置为串行通信口（UART），为RS422通信提供了硬件条件.串行通信口的波特率从1 500 bps到51 200 bps（51.2 Kbps）可调，通信速度能够满足状态监控的要求.为了实现多机通信，每个音频数据采集器均有自己的一个地址.通过单片机读取7个IO的二进制编码，实现采集器的地址编码，数据收集器根据这个地址编码轮询各数据采集器，实现与各监测点的多机通信.转自发表吧论文范文发表论文发表

为了减少上层服务器对音频数据的计算和处理，底层的数据采集器还需对采集的音频数据在本地进行简单的故障预判断，通过预判断提前发现所采集的音频是否属于故障音频.其基本原理是：首先对典型故障音频进行特征统计，并把统计结果保存在本地数据库中，然后把当前音频数据特征快速与故障音频特征进行比对.例如，当出现音频信号的幅度明显过高、过低、噪声信号过大等情况时，就能快速判断其属于故障音频.对于这些异常情况，数据采集器马上将判断结果通过RS485总线发送给数据收集器，再经数据收集器告知监控主机.经数据采集器预判断不属于故障音频的数据，还需上传至监控主机作进一步分析.当数据采集器收到监控主机发出监听某个设备的要求时，立即将该设备的声音数据进行压缩和编码传输给数据收集器.数据收集器利用串口服务器，把RS485协议数据转换为TCP/IP协议的网络数据与监控主机进行通信，把音频数据传输到监控主机后完成进一步的判断处理.2.2设备运行状态判别模块

设备运行状态判别模块是变电站音频监控系统的核心模块，基本判断过程如图5所示.监控主机对上传的音频数据进行频域变换、频谱分析，提取音频信号的MFCC（Mel Frequency Cepstrum Coefficient，即Mel频率倒谱系数）特征参数[6]，然后把特征向量输入训练好的正弦基神经网络进行计算，判断出该音频数据表征的设备运行状态，同时监控主机根据判断结果做出相应控制和处理，保证设备安全运行.2.2.1音频信号特征提取

有效提取语音特征是识别语音的关键.人的内耳基础膜对外来信号会产生调节作用，它实质上充当了一个滤波器组，具有在嘈杂的环境中以及各种变异情况下仍能正常地分辨出各种语音的功能，即使信噪比降低时它仍有较好的识别性能.Mel频率就是基于人耳听觉这一特性提出来的[7]，它与Hz频率成非线性对应关系；而且MFCC算法还模拟人耳滤波器功能设计了听觉前端滤波器组模型，这样计算的结果能很好地体现音频信号的主要信息，所以MFCC提取的音频参数广泛地应用于语音识别[8]、音频分类和检索领域[9].本项目也是通过提取电气设备声音的Mel频率倒谱特征参数作为判断识别的特征参数，Mel频率倒谱系数的参数提取步骤如下.2.2.3音频特征识别器的训练

利用神经网络对音频数据进行自动分类，首先需要收集各种电气设备良好和故障状态下的音频数据进行训练.在变电站设备中采集m个音频信号的样本，经MFCC算法分别提取m个样本的特征参数，作为该状态的训练样本.每个特征参数是含有N个元素的向量，根据神经网络的模型及权值修正方法，设计了如下训练方法.3实验与仿真

3.1实验设备介绍

无人值守变电站的音频监控系统已在河南省信阳供电公司220 kV沙港集控

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中心和110 kV工业城变电站试运行，且沙港集控中心离工业城变电站相距50 km.系统设备包括：集控站主机1台、变电站主机2台、数据采集器8个，还有端子箱、配电箱、交换机、通讯电缆等.集控站主机设在信阳供电公司220 kV沙港集控中心，其余主要设备安装在信阳供电公司110 kV工业城变电站.到目前为止，音频监控系统性能稳定、运行良好，其安装现场如图7所示.由图13可知，变压器音频信号的频率主要集中在50～500 Hz，主要原因是变压器铁心振动产生的声音集中在5个频率范围.实验表明：不同运行状态下的音频信号，幅频图的频率峰值和幅度明显不同，所以有必要根据这个特点设置MFCC计算的初始条件，提取稳定可靠的音频信号特征作为识别的根据.3.2.2变压器音频信号特征提取

利用Matlab计算主变压器音频数据的MFCC特征参数，结果如图14所示.当变压器处于同一工作状态时，其声音具有持续稳定的不变性，而且不同时期获得同一状态的MFCC特征曲线具有相似性，如图15所示.3.2.3正弦基神经网络识别分类

选取前面所述变压器5种状态下的音频数据各2 000组共10 000组（采样频率为8 kHz）.首先从每种状态中随机抽取1 500组共7 500组进行神经网络训练，将每种状态剩下的500组特征向量作为测试数据，进行正弦基神经网络识别测试，得到变压器各种状态的正确识别率如表1所示.4结论

监听电气设备运行时发出的声音信号能有效发现设备异常情况，及时采取措施隔离和消除故障，避免事态扩大.本文提出一种利用神经网络准确识别音频特征、判断设备故障类型的方法，从根本上改进了传统人工监听设备、判断故障的方法，提高了电气设备故障检测水平，丰富了无人值守变电站的设备在线监测和检修技术，在未来的智能电网建设中具有重要的应用价值.参考文献

[1]丁正胜.无人值班变电站远程图像监控系统应用[J].大众用电，2009，3：24-25.[2]孔英会.无人值守变电站监控视频异常模式识别方法[J].华北电力大学学报：自然科学版，2011，38（6）： 11-16.[3]徐林.变电站音频实时监测系统初探[J].机电信息，2009（36）：155-156.[4]杨新杰.配电变压器异常现象的分析与判断[J].北京电力高等专科学校学报，2011，12：2-3.[5]蔡声镇.高压变电站室内分布式SF6监测系统的研制[J].仪器仪表学报，2006，27（9）：1033-1036.[6]陈勇.语音特征参数MFCC的提取及其应用[J].湖南农业大学学报：自然科学版，2009，35（1）：106-107.[7]张小玫.基于小波Mel倒谱系数的抗噪语音识别[J].中国电子科学研究院学报，2008，3（2）：187-189.转自发表吧论文范文发表论文发表

煤焦皮带系统实现无人值守方案 篇6

我公司煤焦系统共有皮带37条，其中煤系统21条，总长7588m，焦系统16条，总长5883米。

目前，我公司皮带系统保护装置有跑偏开关、跑偏拉绳、PLC联锁系统、机头溜槽摄像头监控系统，通讯工具为对讲机，但现有的装置自动化程度低，无法岗位实现无人值守而生产正常稳定运行，且系统中现存在下列问题：（1）皮带跑偏严重；（2）皮带多次出现不同程度的撕裂事故；（3）坡度较大的皮带，存在皮带倒卷的隐患；(4)当流量过大时，机头溜槽容易堵塞；（5）由于粉尘大，对讲机损害严重，需经常更换；（6）监控点较少，对整个系统的生产情况监控不全面。

针对以上问题，经过查阅资料和与厂家沟通，为实现我公司皮带系统生产无人值守的目标，需进一步提高皮带的自动化程度，在原先保护设施的基础上，应对皮带安装以下保护装置：

1、自动纠偏装置，在皮带输送机每隔20-50米放置一台纠偏装置，来直接取代原有的普通槽型托辊和水平托辊。当传送带偏离中心时，会引起自动纠偏装置动作，立即把传送带引导回中心位置上。

2、防撕裂开关，当物体或撕裂的皮带悬吊下来时，防撕裂开关动作，报警且立即停机。

3、皮带机断带保护器，当发生断带或逆止器失效时，可迅速保护胶带输送机胶带断裂或失控后突然下滑的重、空段胶带，直至卡死为止，避免胶带下滑造成的影响。

4、防堆煤装置，当机头溜槽堵塞煤堆起时，防止堆煤装置动作来实现自动停机。

5、语音报警器，保证岗位上任何人员可听到中控室所发出的指令，且可实现相互之间打点通讯，语音对讲功能，确保设备的安全起动和运行，来取代岗位生产操作人员所使用的的对讲机通讯工具。

6、增安摄像头，为实现岗位无人值守，应加大监控力度，根据各皮带的长度和摄像头的监控范围，来增加岗位上摄像头的数量，实现全线监控，全面掌握现场的生产状况。此方案的实施有待实地考察，了解使用单位的应用效果，以及设备厂家专业人员的的现场考察指导，以保证方案有效地实施，实现我公司煤焦皮带系统生产岗位无人值守，达到减员增效的目的。

无人值守变电站数字监控系统 篇7

随着超高压电网的高速发展, SVC高压静止无功补偿装置在500kV系统中的应用越来越广泛, 其良好的稳态及暂态电压控制功能在稳定系统电压、提高系统暂态稳定水平方面发挥的作用越来越大;同时, 变电站综合自动化系统[1~3]水平的大幅提升, 也使得变电站值班方式从多人到少人到无人方向快速转变。目前, 从结构上看, 电网中的SVC控制保护系统[4]都是按照有人值守变电站方式设计和应用的, 为了实现SVC系统的特殊监控要求, 往往还会开发一套单独的SCADA系统, 使其与变电站综合自动化系统完全独立。研发人员专攻方向的不同, 导致SVC的SCADA系统在功能上并不完善规范, 在设备控制上更是缺乏必要的五防约束, 存在着极大的安全隐患, 尤其是处于自动控制状态的无功补偿设备发生单相火灾事故而继电保护未动作时, 根本无法在远方将故障设备快速隔离。

按照常规设计思维, SVC控制保护系统进行电压调节时, 一般只考虑各等级高电压的影响和需求, 而忽略电压调节使380V站用电电压大幅波动的不良影响。站用电压调节不及时, SVC纯水冷却系统[5]交流电源电压继电器会动作, 使SVC纯水冷却系统停运, TCR支路将因晶闸管无法冷却而迅速保护性跳闸。若SVC纯水冷却系统发生进水温度高等发展性故障, 则在温度达到最高限值时晶闸管会瞬间闭锁, 跳开TCR支路使其停运;TCR支路如果跳闸前运行在额定储备容量, 那么, 一旦晶闸管闭锁, 就将向系统释放大容量的无功功率, 必然会使站用电压瞬间陡增, 甚至会引起强迫油循环冷却方式的主变风冷控制系统全停, 导致主变跳闸。

由于500kV变电站一般远离市区, 无人值守后根本无法在1小时内赶至现场进行事故处理, 因此对SVC控制保护系统进行优化显得尤为必要。本文将针对SVC控制保护系统的特殊性, 优化SVC系统结构, 使监控更简便规范通用;改进其辅助保护控制逻辑, 达到稳定整个站用电系统电压的目的。

1 无人值守变电站SVC综合自动化系统结构

常规有人值守变电站SVC综合自动化系统结构如图1所示。框外为变电站综合自动化结构, 各元器件保护测控装置通过交换机接至局域网 (LAN网) , 将信息上传至站端SCADA系统, 完成一、二次设备的监控。框内为SVC综合自动化系统结构, 常规变电站一期工程都会建设2套独立的SVC控制保护系统, 单段SVC控制装置 (主备机冗余设计) 通过计算调节TCR支路中的晶闸管角度来实现SVC系统动态阻尼、暂态强补及暂态电压控制功能, 同时对晶闸管、纯水冷却系统等相关设备状态进行监控、故障录波。虚框中的主 (备) SVC站控工作站 (部分站将此功能设计在SVC控制装置中) 用于2段SVC系统设备及无功补偿电容器电抗器支路的稳态电压控制计算, 并将计算结果输出至单段SVC控制装置, 实现无功补偿电容器电抗器的投退和TCR支路无功输出的调节。

由此可见, SVC的综合自动化系统与站端的综合自动化系统是完全独立的。对于集中监控模式下的变电站, 由于其SVC系统数据无法上传至上级集中监控系统 (如OPEN3000) , 因此站端必须有专人监控SVC系统, 这必然会给变电站无人值守值班模式的推广带来阻力。在部分新建变电站中, 虽然通过公用测控装置将少量的SVC系统运行状态信号上传至站端综合自动化SCADA系统 (虚线连接部分) , 并通过远动通信装置上传至上级集中监控系统作为异常状态提示, 但是仍然无法从根本上解决处于自动控制状态下的无功补偿设备发生单相着火或其它非保护动作事故时必须就地隔离处置的问题。

事实上, 常规SVC控制保护系统中, SVC运行人员工作站的主要作用是监视和简单控制SVC系统中的一次设备及辅助设备, 如启停水冷系统, 手动投切无功补偿支路等;部分工作站还设了故障录波存储功能。但是, SVC系统的计算及执行功能全依赖于SVC控制装置实现。因此, 在进行设计时, 完全可以不再设置单独的SVC运行人员工作站对SVC系统进行监控, 而是将SVC控制装置的通信传输协议按照IEC 61850的协议标准进行设计, 并且将监控信号按照站端综合自动化SCADA系统的分类要求, 通过交换机传输至局域网后再上传到站端SCADA系统。无人值守变电站SVC综合自动化系统结构如图2所示。

目前, 常规变电站的综合自动化结构多为分层分布式, 一般会在各继电器室设置专用的交换机将所有间隔层设备的信号上传至管理层, 并借由交换机实现管理层和间隔层的信息互送, 因此SVC系统也可在每个继电器室设置1套交换机 (双通道) 作为与管理层信息交互的中转装置。考虑到SVC系统本身的特殊性, 每套SVC控制装置可以独立配置1套故障录波及分析装置, 作为SVC系统发生故障或进行动态调节时的信息存储与分析工具。主 (备) SVC站控工作站的主要功能是进行稳态电压控制计算 (类似于站端AVC) , 它采用服务器进行程序计算与运行, 较一般的集成式微机保护装置配置更高、速度更快、可靠性更好, 而且在程序运行死机时, 只要短时将其退运, 并将SVC系统改由站端人员手动控制, 就不会影响整个系统的稳态电压调节。因此, 并不需要对SVC系统进行专门监控, 只需将装置运行异常信号通过公用测控装置上传至站端SCADA系统即可。

按照上述SVC系统结构, SVC控制保护系统的信号不但可上传至站端SCADA系统, 还可通过远动通信装置上传至上级调度的集中监控系统, 实现真正意义上的远程监控、信息互送。同时, 主 (备) SVC站控工作站也可以通过远动通信装置接收上级AVC装置的实时电压控制曲线, 使就地无功补偿能够真正响应动态电压调节的需求。

2 综合自动化SCADA系统SVC监控界面

待SVC控制保护系统的信号接入站端综合自动化SCADA系统 (或上级调度集中监控系统) 后, 利用SCADA系统自身的界面编辑器, 将运维及监控人员所必需的信息和操作按钮绘制在设备监控分图中。SVC相控电抗器间隔设备监控画面如图3所示, 包含了该间隔设备的一次接线图 (含设备编号) 、遥测数据、SVC系统操作按钮以及光字牌。另外, 还可以绘制相应的水冷系统监视画面、晶闸管监视画面、SVC控制装置监视画面等, 以满足运维及监控人员对SVC系统的整个监控需求。其中SVC控制位置操作按钮可实现SVC系统由站控工作站自动控制和SVC控制装置手动控制的功能切换, 当其处于手动位置时, 整个SVC系统的设备退出自动控制转为由监控人员或站端运维人员手动控制。对于将稳态电压控制功能设计在SVC控制装置中的系统, 可以将单个无功补偿设备支路的投入/退出SVC控制按钮绘制在监控界面中, 当单个无功补偿设备支路需要临时退出自动控制功能时, 操作其对应的按钮即可。

TCR支路正常运行时一般为额定储备容量 (按定值要求为80%额定容量, 即144Mvar) 。按照以往的设计思维, 为了防止运维或监控人员在监控机上误将带有额定储备容量的TCR支路退出系统, 造成变电站母线电压大幅度波动而损坏晶闸管设备, 只将其操作功能设置在专门的SVC操作员机上, 由运维人员就地将TCR支路的无功储备定值降至较小容量 (低于60Mvar) 后再将晶闸管阀闭锁并拉开支路开关, 因此在站端SCADA系统中特别设置了SVC无功储备定值操作按钮及SVC脉冲正常/闭锁操作按钮, 以满足TCR支路的特殊操作需求。对于SVC的无功储备定值, 在SVC控制装置中将其整定为5个档次, 每档递增容量为25%的额定储备容量 (若额定储备容量为144Mvar, 则每档递增容量为36Mvar) , 容量随着档位的升高而增大, 使TCR支路的无功储备容量调整过程有一定的缓冲, 也避免了晶闸管一次性开启大角度时遭到破坏性冲击, 同时在操作过程中还可兼顾站用电压的调整, 使其始终保持在一个良好的范围内。综合自动化SCADA系统进行设备操作的全过程中, 每次都必须有2人进行监护操作 (部分厂家的独立SVC操作员机, 只要登录操作员身份即可进行全部设备的操作) , 且一次设备操作均有五防逻辑闭锁, 这样可有效避免因单人操作而存在的极大安全隐患。

3 微机五防系统SVC一次设备闭锁逻辑

在常规设计中, SVC控制保护系统对站内无功补偿设备进行稳态电压控制时的出口回路通过无功补偿设备KK把手的位置切换来达到控制断路器分合闸的目的。无功补偿设备KK把手位置导通示意图如图4所示。当无功补偿设备的KK把手处于综合自动化SCADA系统位置时, 把手的1和2、3和4触点导通, 运维及监控人员可以通过综合自动化SCADA系统对无功补偿设备进行遥控分合闸;当无功补偿设备的KK把手处于SVC系统位置时, 把手的5和6触点导通, 无功补偿设备的分合闸命令输出将由SVC控制装置完成, 此时运维人员无法在站端的综合自动化后台对无功补偿设备进行分合闸操作。当无功补偿设备 (如电容器支路) 在运行过程中发生串联电抗器单相着火事故时, 由于故障电流并不一定会造成继电保护装置动作跳闸, 因此现场无运维人员在场时, 只能任由火势发展直至继电保护装置动作跳闸为止, 事故后果不堪设想。

由此可见, 该种接线方式完全不能满足无人值守变电站的运维要求, 应取消通过无功补偿设备的KK把手位置来实现不同装置的遥控分合功能, 而采用直接将2个装置的出口回路并联以“或”的关系将信号出口到断路器的分合闸线圈的方式。为了避免运维及监控人员在综合自动化SCADA系统上误将投入自动控制功能且正常运行的无功补偿设备退出系统, 利用五防逻辑闭锁功能规避该误操作行为。FC滤波电容器五防分闸逻辑如图5所示。FC滤波电容器发生异常需要紧急退运时, 必须先将其对应段的SVC装置的自动控制功能短时退出, 只有在五防装置检查到该SVC装置处于手动控制状态时才会开放其中一个条件, 从而避免运维及监控人员误将完好设备遥控退出。对于将稳态电压控制功能设置在SVC控制装置中的系统, 也可以设置单个无功补偿设备支路的“投入/退出SVC控制”按钮, 并利用五防装置将其节点的状态植入该设备的五防闭锁逻辑中。

4 SVC稳态调节闭锁条件及纯水冷却系统故障跳闸方式

在SVC控制保护系统的常规设计中, 进行稳态电压控制时一般只考虑变电站主变高中低压侧电压的需求, 而未将其对380V站用电电压的影响纳入考虑范围内。由于SVC系统进行电压调节时会使380V系统电压大幅波动, 一旦调节不及时, 站内其它设备 (如主变风冷系统、380V抽屉开关) 的电压继电器将会因电压过低或过高而动作, 因此设置SVC系统控制逻辑定值时必须考虑380V站用电电压, 一般设置为360~410V。SVC控制保护系统在测得站用电电压超出该范围时, 将停止电压调节, 同时向SCADA系统发告警信号。

在SVC纯水冷却系统发生进水温度高等发展性故障时, 只要参数达到高限, 即闭锁晶闸管并跳开TCR支路开关, 必然会给变电站母线电压带来较大的冲击, 使380V站用电电压陡增, 十分不安全。由于SVC纯水冷却系统的这类缺陷多与流过晶闸管的电流密切相关, 一旦电流值降低 (无功储备值降低) , 晶闸管散发的热量就必然降低, SVC纯水冷却系统的负担自然也会下降 (风机未全停) , 因此在SVC纯水冷却系统出现该类缺陷, 达到告警值时, SVC控制装置可以逐步降低TCR无功储备定值, 一旦告警消失, 便停止出力调整, 这样不但可以避免系统电压遭受大的冲击, 也可以给无人值守变电站的运维人员争取缺陷处理时间。

对于380V站用电电压控制, 虽然利用SVC控制装置调节站用变有载调压分接头可实现站用电电压平稳, 但是站用变有载调压装置并无专门的滤油装置, 若逻辑设置不合理, 则分接头必然会频繁动作, 过度动作会造成触头在转换过程中卡涩放弧, 将导致有载调压重瓦斯保护动作, 使得站用变跳闸。因此, 考虑在站用变低压侧加装交流稳压电源装置[6], 通过特殊的稳压回路调节来实现宽幅的电压补偿, 从而实现真正的380V站用电电压稳定。

5 结束语

随着无人值守变电运维模式的逐步开展, 传统的SVC控制保护系统设计理念已经无法满足其特殊监控运维要求, 因此设计人员在初设阶段应归纳与总结同类设备在以往运行过程中所存在的问题, 并结合电网发展的特殊需求研发生产新产品, 才能在真正意义上满足电网的运维要求。

摘要：针对无人值守变电站的特殊运维要求, 提出一种全新的SVC控制保护系统综合自动化网络结构, 通过设计SVC系统监控可视化界面及微机五防系统闭锁逻辑, 实现了SVC系统设备的远程监控及安全操作, 同时改进SVC纯水冷却系统辅助动作逻辑, 使SVC系统进行电压控制时380V站用电电压能够保持稳定。

关键词：无人值守,SVC,SCADA,五防闭锁,纯水冷却

参考文献

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[2]沈祥, 祝项英, 金乃正.无人值班变电站远方监控系统的设计和应用[J].电力系统自动化, 2004, 28 (2) :89, 90

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[4]蔡平, 罗安, 杨翠翠, 等.高压SVC系统的设计与实验研究[J].电力电子技术, 2011, 45 (6) :44~46

[5]杨茂生, 姜周曙, 王剑.SVC纯水冷却控制系统研制[J].机电工程, 2011, 28 (2) :220~223

无人值守变电站数字监控系统 篇8

关键词：220kV 变电站 无人值守

1 变电站无人值守的概述

无人值守是近些年来广泛应用于各大企业、公司或公共场所的一种新型管理模式，可在自动化设备的协助下，利用集控室远程对变电站进行三遥（或四遥）调度。简单来说，变电站无人值守即是在变电站未安排值班人员进行操作、监控与管理的情况下，变电站可正常运行和作业的一种管理方式。通过对变电站实行无人值守改造，不但可以减少电力公司的人力资源投入，提高工作效率，同时也是电力公司简化管理环节、创造更多经济利益以及适应新时期社会发展需求的一种表现。目前，本站已经实现了五遥功能。“五遥”是指遥信、遥测、遥控、遥调和遥视。保护装置都是装设的微机保护，通信装置都是光纤通道。在主控制室后台机，可以实现对断路器、刀闸的操作。但是，我们操作断路器在后台机操作，操作刀闸还是去现场操作，因为刀闸有个分合到位不到位的问题。可以加装摄像头，加强遥视。一次设备、二次设备的各种状态、各种装置的报警信号、保护装置的动作信号、也能在后台机显示。电压、电流、有功、无功等实时数据都在后台机显示。对设备送出去的有功、无功统计计算还没有实现自动化，还需要值班人员记录计算。

2 220kV变电站的无人值守改造

结合笔者所在的220kV变电站为例，我站有两台主变运行，一台主变容量为120MVA，另一台主变容量为150MVA，两台主变并列运行。220kV双母并列运行，220kV有两趟进线，一趟出线。110kV双母并列运行，有8趟出线。35kV单母分列运行，Ⅰ段带4组电容器，带1#站用变。Ⅱ段带3组电容器，带2#站用变。1#、2#主变都是两套微机保护装置，1#主变保护装置为PST-1200和RCS-978，2#主变保护装置为RCS-978和SGT756。其微机监控改造模式与其他220kV变电站并无太大差异，需要依靠网络结构、通信接口等来实现。改造方式主要如下。

2.1 网络结构方面 首先，220kV变电站系统的站控层、间隔层均基于以太网设计，将网络拓扑结构作为本次改造的系统结构。其次，将变电站作为集控室，负责站内外的日常调度，并拥有站内独立系统，同时为了起到220kV变电站系统的监管作用，还需要集中对变电站站内PC机操作系统进行设置。再者，将远动装置统一安排在继电器室内部，设置方法按照“相对集中”原则进行。最后，经网络口以及串行通信口等实现变电站内的PC机操作系统与远动装置之间的数据互换。

2.2 接口配置方面 一般来说，220kV变电站的通信接口除了站内接口外，还有各大智能装置的接口，例如继电保护装置、安全自动装置等。在改造过程中，可选择数据网作为远动通道，远动通道通过2兆口以太网与监控系统、调度自动化系统等实现连接。同时，通信接口还需与IEC60870-5-103的标准相符合，在继电保护装置的通信协议方面，还需确保通信接口能够支持。并选择串行接口作为监控系统的通信接口，实现监控系统与其他装置（如UPS系统、直流系统等）的连接。若有加设自成系统的防误操作闭锁，可经过通信接口将其接入到监控系统当中。

2.3 保护装置及其系统 保护管理机和监控管理系统的接口，能够对相关的信息流进行监控和管理，例如继电保护实时信息、动作报告，或是对保护装置的定值进行设置，对故障录波信息的提取等。一般来说，保护装置主要有网络、串行通信两种功能，可用来处理普通信号，以确保保护管理机能够正常通信，并由保护装置对其进行转换并上传至拥有103规约的监控系统上；但在需要重点保护的信号方面，则选择以硬接点的模式将其接入到测控系统当中。通过这种方式，能够确保重要保护信号具有理想的实时性，使得其他装置接收到保护装置传输来的相关保护信息时，不需要保持高度的实时性，相反，还可以延时1分钟到10分钟左右。

2.4 继电保护的改造 在对220kV变电站的继电保护系统及安全自动装置进行改造时，同样需要遵循相对独立的原则，在功能上将其与测控系统加以区分。通常情况下，等级高于110kV、主变等都是经电磁型保护装置进行设计的，原则上可以不对其进行改造。而对于其他不属于微机保护装置，且没有网络、串行等通信功能的，则可通过硬接点的形式加以改造，并将信号送往测控系统。对于等级低于35kV则将其保护管理装置、测控装置改造成统一装置。同时，由于本220kV变电站是以综合自动化系统模式进行改造的，在该系统当中，有不少部分为保护故障信息系统的硬件结构，所以在对变电站进行改造期间，同时对变电站的保护故障信息系统加以改造并不需要再新建一个硬件系统，可以说，该改造方案的可行性相对较高。

此外，220kV变电站在实现无人值守的改造过程中，例如母差保护、监控设备、基于微机保护的高压线路以及公共失灵保护等可不进行改动。

2.5 测控装置 在实现无人值守改造中，原220kV变电站选用的控制屏需要进行拆除，并替换成线路模拟屏等设备。通过测控单元来完成对数据信息的监控与采集，根据电气单元的相关要求，对监控单元进行集中组屏配置；在配电装置中的特殊老站布设低于35kV等级的保护设备；同时在其内部的不同间隔中对间隔层设备进行充分分散布设。对于110kV、220kV等线路和主变，需要给予配置一整套独立测控装置；对于等级低于35kV者，则将其保护装置、测控装置等统一改造成“4合1”装置。此外，还需布设一套可用于采集公共信号的公共测控屏。

2.6 其他改造 在PC机监控系统下，将220kV变电站内全部断路器、刀闸、变压器以及不同装置状态信号等纳入监控范畴，并实现远程遥控操作。为了确保改造后对时误差在2ms以内，需要为同步对时设备选择同一套卫星时钟，并将软对时之外的对时设备设置成一钟多授时口的形成。同时也可利用GPS脉冲对时网的方式，对各装置运行过程中每秒钟所产生的一次脉冲进行对时。

3 220kV变电站实行无人值守的经验交流

在对220kV变电站进行无人值守改造时，有以下几个方面需要注意：①在选用设备时，需要重视与厂家沟通的环节，确保厂家提供的设备型号、功能等相一致；②施工前期，需要为设计组织工作预留一定时间，在所有工作准备就绪后再停电施工；③加强对系统对时精度、远动通道质量等项目关键质量点的管理，以免影响整个改造系统的正常运行；④验收阶段，需要在一路验收符合要求后，再对另一路进行验收，信号的准确性可由运行部门来进行确认。

4 结束语

220kV变电站实行无人值守，能够促使220kV变电站的安全、可靠运行得到进一步提高，降低值班人员工作强度，提高电网管理水平，是新时期电力公司获得更好更快发展的必然趋势。本研究通过网络结构、接口配置、保护装置及其系统，以及继电保护和测控装置改造等多个方面对220kV变电站的改造进行了探讨，认为综合自动化系统在220kV变电站的改造中具有可行意义，适用于新时期220kV变电站的自动化改造。

参考文献：

[1]严毅.220kV变电站无人值班改造[J].广东科技，2011，11（22）.

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[4]郑丽琳.关于220kV变电站无人值班的改造建议[J].城市建设理论研究，2013，4（19）.

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