无人值守变电站安装工业电视监控系统

无人值守变电站安装工业电视监控系统在无人值守变电站安装工业电视监控系统，其目的是为了弥补SCADA系统在监控方面的一些盲点，进一步提高变电站的安全运行水平。

1.1设备的监视

主要包括主变压器、断路器、电压互感器、电流互感器、高压室开关、主控室的电源盘及控制盘盘面等。通过在监视对象处安装摄像机、感应探头等装置，实现对一二次设备及其运行情况的监视，如：主变压器、开关是否有外部损伤，主变压器油位及控制盘上的表头、灯光信号是否正常等。

1.2防火防盗

变电站撤人后，万一变电站发生火警，往往因为不能及时发现而延误了事故的处理，造成事故进一步扩大。此外，变电站有盗贼闯入时，也缺乏有效的防御手段。为此，可在高压室和主控室等地点装设一批烟感或温感探头，并在围墙四周安装对射式红外线探头。当探头感测到烟雾、高温或有人闯入时，就会向后台发出告警信息，同时连动切换摄像机画面，并记录下当时现场的情况。

1.3灯光及智能化设备的控制

为使工业电视监控系统在晚上仍能发挥作用，变电站的灯光应具有定时开关或远方控制的功能；而一些智能化的设备，如探头、门禁等也可做到远方控制。3组网形式3.1通道的选择

图象的传输可以通过电话线、ISDN网、专线电缆、光纤等，不同通道所传送的图象质量及帧数会有很大的差别，如用普通电话网传送分辨率为352×288象素的图象每秒只能送1～2帧，ISDN网有10帧，光纤的E1通道可达25～30帧，若采用宽带的数字微波及卫星传送，其图象质量更可上到电视广播级的水平。针对目前很多电力局都已架设起自己的光纤网络，采用光纤的E1通道传送图象可以说是最佳选择，因为E1通道传送图象的速度和质量已基本满足监控的要求，也不会占用太多光纤资源，利用光纤的环网更可为图象传送提供冗余通道。目前针对光纤E1通道发展起来的视频编解码器种类繁多、技术成熟，并且价格并不昂贵。建议只有在不具备光纤网络的情况下，才退一步考虑采用电话网或ISDN网。4.2后台软件功能

根据无人值守变电站的运行需要，一般而言，工业电视监控系统的后台软件应具备以下功能：

a)画面监视和画面切换功能。根据用户的需要，对不同变电站的不同监视点进行实时监视和切换。

b)控制操作。即对各变电站监视点摄像设备的光圈、焦距以及云台进行控制。此外，一些辅助控制操作也是必须的，包括变电站灯光的开停，告警装置的投入与解除等。

c)多媒体防区布置图。采用多媒体地图分层显示变电站内各监视现场摄像设备的布点情况，以及盗警、火警等感应装置的设防区域。为运行人员提供直观而具体的变电站监视现场的情况。

d)事件告警功能。当变电站现场有异常情况发生时(如出现盗警、火警或小动物入侵防区等情况)，后台系统能迅速告警。

e)画面记录、回放功能。当变电站发生异常告警时，监控系统可自动记录下事发时告警点的现场情况。目前而言，对实时画面的记录可选择采用以下方式，即录像或计算机磁盘录像。

f)事件查询功能。可分类检索各变电站，各监视点的告警记录，结合画面记录、回放功能，可对异常告警时的现场情景进行回放。

g)网络接口。系统可通过路由设备实现与办公网络的数据共享，为办公网用户提供图象监视，事件检索，录像回放等功能。无人值守变电站设计纵谈1、前言

随着计算机技术的飞速发展，微型计算机技术在电力系统中得到了越来越广泛的应用，它集变电站中的控制、保护、测量、中央信号、故障录波等功能于一身，替代了原常规的突出式和插件式电磁保护、晶体管保护、集成电路保护。常规控制、保护装置已逐步从电力系统中退出，取而代之的则是这种新型的微机监控方式，它运用了自动控制技术、微机及网络通信技术，经过功能的重新组合和优化设计，组成计算机的软硬件设备代替人工,利用变电站中的远动终端设备来完成对站中设备的遥信、遥测、遥调、遥控即四遥功能。这就为实现变电站无人值守提供了前提条件。变电站、所综合自动化和无人值守是当今电网调度自动化领域中热门的话题，在当今城、农网建设改造中正被广泛采用。笔者从事变电设计多年，现结合我局城、农网建设改造实际情况，对无人值守变电站的设计提出一些粗浅看法以供参考。

2、新建110KV无人值守变电站

以我局110KV城东变电站为例。

2.1设计指导思想

在变电站中的二次设备采用综合自动化后，应尽量实现变电站中一次设备的自动化。在变电站设计中，应本着变电站主接线简单，力求主变控制在两台以内。变电站基础设施部分一次性设计好,为终期增容做好准备。为了节约基础建设资金，采用户外密集型电容器。为确保电网安全调度，并在设计中考虑电力载波设备及防误操作装置。变电站规模按工程的5～10年发展规划进行设计，正确处理近期建设与远期发展的关系，做到远近结合，以近期为主，尽量节约工程的总投资。

2.2所址选择

变电所所址应尽量设计在负荷中心，避开剧烈振动的场所，并考虑不受污染，所址标高宜在50年一遇高水位之上，进出线走廊宽阔，交通运输方便，节约用地，不占或少占耕地及经济效益高的土地，不压矿藏，考虑变电所与周围环境，邻近设施的相互影响。

2.3主设备选择

选用两台主变压器，其容量根据工程情况而定。为确保电压质量和实现无人值守的需要,主变压器选用有载调压变压器,在不停电情况下,自动(手动)调整电压。

2.3.2110KV开关选用六氟化硫断路器。

2.3.335KV开关选用真空断路器或六氟化硫断路器。

2.3.410KV户内布置，采用GG-1A或XGN-10型真空高压开关柜。

2.3.5110KV、35KV及10KV断路器及隔离开关均安装联锁误操作装置。

2.4电气主接线

2.4.1110KV母线采用单母线带旁母接线方式。这种接线方式，在进出线断路器检修时，不中断对用户的供电，提高了供电的可靠性。对单电源，一路进线一路出线及双电源等各种情况均可适用，今后发展不受影响，保护简单，变压器切投方便。为便于分级分压考核线损和进行计量，110KV母线上装电压互感器一组。

2.4.235KV母线采用单母线分段带旁母接线方式。这种接线方式，在一台主变压器故障时不影响对线路的正常供电，大大的提高了对用户的供电可靠性。

2.4.310KV母线采用单母线分段带旁母接线方式。

2.4.4所用电

考虑到控制保护电源的可靠性及检修试验用电，35KV及10KV均装设所用变压器。

2.4.5无功补偿在35KV侧安装密集型电容器，高压电缆联接。

2.4.6直流系统直流系统是整个变电站保护测控的动力支持,它的性能好坏和工作的可靠性直接影响到整个系统的稳定,鉴于它在系统中的重要作用,建议选用高频开关电源直流系统。

2.5配电装置

按变电所最终接线布置，110KV和35KV配电装置采用户外普通中型布置，10KV采用屋内配电装置。

2.6防雷及接地

根据《过电压保护规程》和《电气设备接地规程》在变电站周围装设独立避雷针，为防止直击雷和入侵雷电波的危害。110KV、35KV母线和10KV出线均装设氧化锌避雷器。110KV线路靠近变电站侧安装1-2公里架空避雷线。变电站内安装闭合的接地网并装设必需的均压带，以降低接地电阻和跨步电压。接地网采用水平接地为主，辅以垂直的封闭复合式接地网。

2.7继电保护及自动装置

新建无人值守变电站的二次设备采用控保一体的综合自动化装置，其由集控站进行遥测、遥信、遥控、遥调。无人值守变电站应装设故障录波装置。

110KV线路保护：因110KV及以上电压等级电网均属于中性点直接接地电网，故对110KV中性点直接接地电网的线路必需装设的保护有：多段式接地短路保护、多段式相间短路保护、相电流速断保护。根据电网需要并联运行的双回线可增设的保护：横联差动保护、多段式保护、和电流接线保护。110KV线路接地保护：零序电流方向保护、接地方向距离保护。110KV线路相间距离保护。

110KV母分保护:母差保护及备用电源自动投入装置。

主变压器保护：瓦斯保护、电流速断保护、纵联差动保护、变压器相间后备保护、分级绝缘变压器的零序保护、过负荷。

35KV线路保护：相间短路保护、单相接地保护。

35KV母分保护：在分段断路器上装设解列装置，并考虑与自动重合闸或备用电源自动投入装置配合。

35KV电容器保护：设限时电流速断保护、过电压保护、失压保护、不平衡电压保护、过负荷。

10KV线路保护：设限时电流速断保护、过电流保护、三相一次重合闸、低频减载。无人值守变电站学习资料集控中心站是随着无人值班变电站的出现而逐渐形成的一种电网运行管理模式。随着变电站无人值班的出现，摆在电网运行管理人员面前的一个首要问题是如何对无人值班变电站进行全面的监视和操作，也就是如何完成完成变电站有人值班时运行人员所起的作用。通过对变电站的设备改造可以加强对站内各种设备及各个环节的监测和当地控制功能，但仍旧需要准确掌握所内的运行状况，及时对各种情况进行迅速处理。

集控中心站的设置，使得原来变电站内值班人员所做的工作可由远方来完成。通过当地的信息采集系统和控制操作机构，集控站值班人员可对其所属的多个变电站进行监视和操作，这样就可保证无人值班变电站的正常运行。

集控中心的主要功能是实时监视与控制，它是由现场及RTU、通道和调度主站站监控系统组成。

1、监控系统的基本功能：主要完成数据采集和监视控制。

1）模拟量采集：变电站的模拟量（遥测量）一般指随时间而连续变化的电信号和非电信号。需要采集的模拟量：

1]各电压等级的线电压和相电压、有功、无功功率；

2]变压器的有功和无功功率；

3]各进出线电流；

4]分段短路器电流；

5]站用变的电压、电流；

6]直流母线电压；

7]主变抽头位置及温度等等；

2）开关量采集（遥信量）

1]所有开关的位置信号；

2]站内的事故总信号、预告总信号；

3]保护及重合闸动作信号；

4]直流系统异常信号；

5]接地信号；

6]火警信号；

7]控制回路断线及弹簧储能信号等等；

3）电度量采集

主要是采集各电能表输出的脉冲量，对有计量要求的联络线应增测双向有功电量；

2、控制功能

控制功能包括：“远控”和“近控”。所谓“远控”是指在变电站以外的控制中心（集控中心），对变电站内某些需要控制的设备实施控制操作；“近控”是指在变电站内对某些需要控制设备实施就地控制操作。

控制的主要对象有：

1）全部断路器；

2）有条件可控的隔离开关；

3）主变压器分头位置调节；

4）电容器投切；

5）消弧线圈抽头位置调节；

3、监视：

1）图形系统：提供实时动态图形或表格来直观地反映系统中各变电站信息点的数据变化，如：各站主接线图、电压棒图、负荷曲线图、保护配置图、系统状态图、安全信息图、遥信变位图；

2）报表系统：根据需要产生各种、日报、月报、年报并自动存储；

3）继电保护管理系统：对有微机保护的变电站，可查看其运行情况，测量值、整定值，可以远方修改整定值和退投保护压板；

4）通道监视：

通道一般有电力线载波、微波、光纤通信及有线音频通信通道等；

通信是指消息的传递和交换，即互通信息；

监视各通讯通道运行情况，对通道故障及时报警；

“下行信息”由控制中心向变电站发送的信息；

“上行信息”由变电站向控制中心发送的信息；

在控制中心与无人值班变电站之间互传的信息称为远传信息，远传信息应当保证无人值班变电站处于集控中心的有效而可靠的监控之下，远传信息的内容为：遥测、遥信、遥控、遥调，即四遥功能，站端具有四遥功能的远动装置，简称RTU。

1]遥测：是远方测量的简称，它是将被监控厂、所的主要参数变量远距离传输到调度端记录。

遥测量一般分为直流采样和交流采样两种。

直流采样的远动系统一般配有变送器屏，其内部的电量变送器将测量量转换成远动设备所能处理的量，目前电量变送器有交流电压、交流电流、直流电压、直流电流、交流有功功率和频率等，变送器将输出的直流电压（或电流）输入到远动终端的遥测板，转换成数字量后送给遥测编码器，编码器将输入的并行数码编成在时间上依次排列的串行数字信号，并经过调制解调器将数字脉冲将数字脉冲信号变成正弦信号传输到调度端。

交流采样就是将线路二次侧的电压、电流信号，经隔离器TV、TA隔离后，通道移相、滤波、放大电路，转换成一定的交流电压信号送到遥测板，在遥测板通过运算得到F、cosφ、V、I、P、Q、WP、WQ等电量，模数变换后送给编码器。

2]遥信：是远方状态信号的简称。将变电站内的开关位置信号、保护动作信号、重合闸信号、站内其他异常信号等状态量送向集控中心调度端。

由于遥信量是开关量，可以直接输入编码器，编成在时间上按顺序排列的串行数字信号后经调制解调器，变成正弦信号传输到调度端。

3]遥控：是远方操作的简称，它是从调度（集控中心）发出命令以实现远方操作和切换，通常只取两种状态指令，例如：命令断路器的“分”、“合”指令。

由于遥控是直接通过远动装置跳断路器，所以执行时应特别谨慎。

1>遥控采用返送校核方式，遥控点控制均以控制点选定和执行两步骤执行，且控制点选定20秒内无执行动作，该点自动变为无效；

2>遥控命令执行前，系统对可能的操作进行提示，并进一步根据相关模拟量、状态量对控制命令进行校核，对可能有误的操作命令及其错误性质进行提示。

3>遥控结果由遥信返回，系统自动检查执行情况，当被控设备拒动时，系统应发出提示。

4>可在集控站对受\0一、一次主接线图：

所辖各站的一次主接线图，图中有遥测、电压、电流、有功、无功、温度等，在一次主接线图上可以进行遥控及遥调或人工设置刀闸或开关位置及遥测值。遥控操作：

用鼠标点住要操作的开关，弹出对话框进行输入操作人密码选开关编号并核对无误再输入监护人密码，发出遥控命令，返校正确后遥控执行。若返校错误，重新进行操作，若遥控执行成功，登录窗中遥信进行实时显示。遥调操作与遥控基本相同。人工设置开关位置与遥测值时，根据提示框进行操作。人工设置接地线位置，根据提示框进行。

二、遥信信息表：

根据信息表中的变位情况及其它信息，综合判断设备的运行状态，遥信信息表中，正常应为绿色标符，若发生异常或遥信信号发生，标符变为红色。根据遥信信号的重要程度，通知操作班现场检查设备状况。

三、保护定值：

具有综合自动化的变电站，可以在监控系统采集微机保护定值，及查看微机保护的保护配置情况及定值情况。

四、电压棒图：

设置了所辖各站110KV、10KV的电压实时情况，并根据电压值的变化，及时调整主变分