无人值守智能变电站优化设计 - 图文

无人值守智能变电站优化设计

2013年 3月

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摘 要

无人值守变电站是目前变电站的发展趋势，建设要求变电站不设置固定运行人员与维护值班人员，站内运行监测、主要设备的控制操作由监控中心(集控站)完成，设备定期巡视维护。在监控中心(集控站)的管辖范围内，变电站向监控中心(集控站)上传相关设备及其运行情况的遥测、遥信、遥控、遥调和遥视(统称为五遥)等信息，具备接受并执行监控中心(集控站)下发的遥控、遥调指令等功能，

本报告按国家电网公司“三集五大”体系建设要求，分析无人值守变电站技术条件，并结合智能化变电站的特点，对太原南500kV变电站的无人值班建设方案进行研究，内容包括土建部分、一次设备、二次设备选型要求、继电保护设备、自动化设备、交直流系统、视频监测子系统、安全报警子系统、环境监测子系统、系统通信方等。通过加强计算机技术、图像数字化技术和信息技术的应用，实现用户对前端无人值守系统的综合监控、集中管理，利用现有的网络对前端的图像、环境、设备运行状态、门禁、周界防范等进行有效的监控和管理，大幅度提高了对前端监控的实时性、有效性，降低了人员及管理成本。

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数据传输示意图

在国家电网公司科技发展大环境和指导思想下，针对互联大电网的现状和未来发展需要，按照“调控一体化”建设模式，采用新建或升级调度技术支持系统实现监控信息的交互及应用，引领变电站建设向小型化、智能化、工业化方向发展，同时提升了500kV变电站技术和管理水平，解决潜在的人力资源问题，降低人力成本从而提高劳动生产率，减少人为误操作，简化站内建筑和非生产服务设施，节约投资。

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目 录

1 概述

1.1 工程概况

1.2 本专题研究的内容 1.3 本专题研究的意义

2 建筑优化

3 一次设备、二次设备选型要求

4 继电保护和安全自动装置

4.1 继电保护及安全自动装置信息 4.2 故障录波装置信息 4.3 装置选型

4.4 装置检修信息闭锁 4.5 纵联保护通道监视动能

5 自动化设备

6 系统通信

6.1 通信设备的告警信息

6.2 通信设备与调度端的直通电话 6.3 通信及其支撑业务的双通道要求

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7 交直流系统

8 在线监测

9 智能辅助系统

9.1 视频布点方案 9.2 视频传输方案 9.3 视频处理方案 9.4 系统网络通信 9.5 供电及安装 9.6 系统功能 9.7 安全报警子系统9.8 环境监测子系统9.9 火灾报警

10 电量采集

11 结论 342

1 概述 1.1 工程概况

太原南500kV变电站站址位于山西省太原市以南9km的小店区北格镇西蒲村以北约300m的耕地内，站址东南侧有208国道，站址距小店高速口约9km，交通较为便利。工程计划于2015年建成，它的建设将满足山西中部地区供电需要，加强中部供电区域之间的联接，同时为降低当地电网短路电流水平，实现中部电网解环运行提供有利条件。

太原南500kV变电站按无人值守变电站设计，并以“两型一化”智能变电站、标准配送式智能变电站为建设目标。根据招标文件要求，山西太原南500kV变电站建设规模见下表

表1.1-1 太原南500kV变电站建设规模一览表

序号 1 2 3 4 5 6 7 主变压器 500kV高压并联电抗器 500kV出线 220kV出线 35kV并联电抗器 35kV并联电容器 站用变 项目名称 本期规模 2×1000MVA 0 2回 6回 2??1×60Mvar? 2??2×60Mvar? 3台 远景规模 4×1000MVA 1组 6回 18回 4×(2×60Mvar) 4×(3×60Mvar) 3台 500kV本期为四角形接线，终期采用一个半断路器接线，采用户外HGIS设备；220kV本期为双母线接线，终期完善为双母线双分段接线，采用户外GIS设备；35kV为单母线单元接线，采用户外AIS布置；主变采用三相自耦无载调压变压器。

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1.2 本专题研究的内容

本报告按国家电网公司“三集五大”体系建设要求，分析无人值守变电站技术条件，并结合智能化变电站的特点，对太原南500kV变电站的无人值班建设方案进行研究，内容包括土建部分、一次设备、二次设备选型要求、继电保护设备、自动化设备、交直流系统、视频监测子系统、安全报警子系统、环境监测子系统、系统通信方面等。 1.3 本专题研究的意义

本专题根据无人值守变电站远程综合监控需求，加强计算机技术、图像数字化技术和信息技术的应用，实现用户对前端无人值守系统的综合监控、集中管理，利用网络对前端的图像、环境、设备运行状态、门禁、周界防范等进行有效的监控和管理，大幅度提高了对前端监控的实时性、有效性，降低了人员及管理成本。引领变电站建设向小型化、智能化、工业化方向发展。

2 建筑优化

变电站内建筑面积和功能设置考虑变电站检修、保电、防灾等特殊需要。在变电站主控综合室设置了安全工具间，并在安全工具间配置除湿机，以保障绝缘工具不因受潮而降低绝缘性能。主控综合室统筹考虑建筑物立面效果、采光及防盗要求，减少门窗数量，对于必要的门窗，采用防盗门窗，取消了保安室，监控室等功能性房间，全站仅设资料间，安全工具间及蓄电池室，如图2-1所示：

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图2-1 主控综合室平面图

3 一次设备、二次设备选型要求

高可靠性设备是实现无人值班的前提条件，无人值守变电站的技术及设备选型应该能够遵循“安全、高效、环保”的原则，力求达到设备选型的标准化、无人化、小型化、最优化，优选技术成熟先进、结构简单、自动化程度高、少维护的高可靠性产品。变电站主要设备的选型应能满足节能、低噪音等环保要求，并能够考虑到智能化变电站的技术要求，适应变电站的发展趋势。

在保证供电可靠性的基础上，应能适当简化接线，同一电压等级宜采用统一的接线方式，且一次、二次设备的选型应规范统一，避免站内

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设备的复杂性。

由于本站采用无人值守变电站运行形式，因此设备的选型要求选用性能优良、运行稳定的免维护或者少维护的产品。

(1) 太原南地处中部，风沙较大，粉尘严重，设备外绝缘配置应考虑加强防污措施。

(2) 500kV主变压器推荐采用无载调压、低噪音、低损耗型变压器。且主变压器的调压开关应具备远方调节功能，冷却系统应能设置定值实现远方控制。

(3) 断路器应选用性能可靠、运行稳定的SF6型真空断路器，且应具有远控和近控功能，避免现场就地操作。

(4) 隔离开关应选用可靠性高、检修周期短和维护量少的产品，隔离开关应选择具备电动操作功能，能够通过远方进行操控。

(5) 受控站操作和监控中心远方操作应能够相互闭锁，设置就地远方切换开关，避免就地操作检修或者远方操作误动作。

(6) 无人值守变电站应加强一次设备的状态监测。由于无人值守，所以需要监测的功能和信号较常规站有所增加，因此在二次配合接入时要考虑到信号的接入和功能选择。

(7) 常规GIS设备配置一次模拟面板，以供现场操作，由于现场采取无人值守的方式，所以可以通过智能终端来管控，并将刀闸位置信号上送至监控中心。

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4 继电保护和安全自动装置 4.1 继电保护及安全自动装置信息

随着IEC 68150标准通信规约的广泛应用，在61850变电站中继电保护及安全自动装置装置通过以太网交换机直接接入监控系统双网，通信规约采用IEC 61850标准。

保护信息子站系统作为电网继电保护运行、管理的技术支持系统，同时又作为电网故障时的信息支持、辅助分析和决策系统，在电网调度运行、事故分析中发挥着重要作用。传统变电站配置独立的保护故障信息子站，经防火墙隔离由监控系统获取相关数据信息，完成子站系统各项应用，同时与调度中心的主站系统进行数据通信。

太原南500kV变电站根据智能变电站一体化监控系统建设方案，不设独立的继电保护及故障信息管理子站，将保信子站与一体化监控系统整合，作为一体化监控系统的一项应用功能，以统一标准的方式实现站内外信息交互和共享，实现站内全景数据分析，符合“大运行”的发展要求。

一体化监控主机整合保护信息子站功能上传通过综合远动网关机实现，并且同保护主站下行的软压板投退、定值区切换等功能共用同一硬件装置，功能定位上相对合理，硬件资源上利用率较高。综合远动网关机可视作远动工作站的替代品，实现与变电站内相关IED设备和数据服务器的互联和信息通信，实现各类信息综合处理，具备常规远动工作站的功能，并具有远方调度/控制中心对站内图形浏览和其它相关信息查询服务功能。其功能和业务范围远超过传统远动工作站。综合远动网关机通过站控层网络获取各类保护信息，具备专业的向远方上送功

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能，实现保护信息规约转换和直采直送。

本站保护信息子站与智能变电站一体化监控主机整合方案分析详见《二次设备功能优化集成专题报告》。 4.2 故障录波装置信息

故障录波装置是间隔层设备，直接接入到变电站的过程层网络和站控层网络中，接收来自过程层网络和站控层网络的所有报文，并对这些报文进行实时解码，进行报文分析，并提取录波所需的数据进行录波启动判据算法，判断是否达到录波启动条件，如达到录波启动条件，则进行录波并存储。

网络报文记录分析装置直接接入到变电站的过程层网络和站控层网络中，接收来自过程层网络和站控层网络的所有报文(过程层网络报文主要包括SMV、GOOSE、GMRP、PTP等；站控层网路报文主要包括MMS、TCP/IP、UDP/IP、NTP/SNTP、FTP、ARP、ICMG、IGMP等)，并对这些报文进行实时解码分析和存储负责对自动化系统通信网络的全过程进行报文接收、记录、存储。

智能变电站故障录波装置与网络报文记录分析装置都作为第三方监视装置，在数据采集的范围存在大量交集。当智能变电站内出现异常情况时，常常需要将故障录波装置与网络报文记录分析装置这两个装置记录的信息结合在一起分析才能更快更准确地定位异常位置，分析异常原因。整合方案系统结构如图4.2-1所示。

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远端管理和分析子系统Windows/Linux/Unix子站系统监控系统网关站控层网络交换机就地管理和分析子系统Linux/500G存储/就地显示/打印波形分析/报文分析管理交换机过程层报文记录子系统1T存储原始报文暂态录波子系统160G存储COMTRADE站控层报文记录子系统500G存储原始报文过程层网络交换机SMVGOOSEPTPMU1MUnIED1IEDnCLK

图4.2-1 故障录波及报文记录一体化装置图

本设计拟在全站配置一套故障录波及网络记录分析一体化装置，采用录波整站启动方案，取消主变故障录波装置，即按电压等级配置故障录波及网络记录分析子装置。

故障录波器与网络记录分析装置整合后可实现两者大部分采集单元的共享，实现对一次系统异常的数据记录和诊断的故障录波功能，及对智能变电站中网络系统异常数据记录和诊断的网络记录分析功能，同时应集智能变电站网络报文记录分析、故障录波功能于一体，应能记录所有过程层GOOSE、SV网络报文、站控层MMS报文，并对暂态录波分析功能与网络报文进行分析，实时监测二次设备的运行状态，实现对二次设备的状态监测，分析结果上传至站控层主机兼操作员站，还需经

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调度数据网Ⅱ区传输至山西省调继电保护及故障录波信息管理系统主站。

本站故障录波器与网络记录分析装置整合方案及具体分析详见《二次设备功能优化集成专题报告》。 4.3 装置选型

太原南500kV变电站按智能化变电站设计，本设计根据本、终期建设方案及系统继电保护配置现状、《智能变电站继电保护技术规范》(Q/GDW 441-2010)、国家电网基建【2011】539号《智能变电站优化集成设计建设指导意见》、国家电网科【2012】143号《智能变电站一体化监控系统建设技术规范》、调继【2012】41号关于反馈《智能变电站220kV～750kV保护测控一体化装置技术规范》3项公司标准修改意见的函、国家电网基建【2013】11号《国家电网公司基建部关于开展标准配送式智能变电站建设工作的通知》，结合现阶段智能变电站保护设备最新发展现状以及国网公司智能变电站继电保护技术规范，本站系统继电保护及安全自动装置的选用应满足以下基本技术要求：

(1) 系统继电保护应能适应智能变电站的要求，采用数字式保护设备，遵循DL/T 860(IEC 61850)标准；

(2) 220kV及以上电压等级继电保护应遵循双重化配置原则，每套保护装置功能独立完备、安全可靠；

(3) 保护应直接采样，采样值采用点对点接入方式，采样同步由保护装置实现，支持GB/T 20840.8(IEC 60044-8)或DL/T 860.92(IEC 61850-9-2)协议，在工程应用时应能灵活配置；采样值接口数量应满足工程的需要；

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(4) 保护装置应具备MMS接口与站控层设备通信，采用DL/T 860(IEC 61850)标准；每套保护均通过两个MMS接口分别接入站控层MMS网A和MMS网B，上送保护信息；

(5) 保护、录波装置内部的MMS接口、GOOSE/SV接口应采用相互独立的数据端口控制器接入网络。

(6) 保护装置应具备通信中断、异常等状态的检测和告警功能； (7) 保护装置应不依赖于外部对时系统实现其保护功能； (8) 保护装置的交流量信息应具备自描述功能；保护装置的交流电流、电压和保护设备参数的显示、打印、整定应能支持一次值，上送信息应采用一次值；

(9) 保护装置应满足标准配送式智能变电站预制式二次组合设备舱的相关技术要求。 4.4 装置检修信息闭锁

太原南500kV变电站继电保护和安全自动装置除检修压板可采用硬压板外，保护装置应采用软压板，主保护、后备保护均应设置软压板，满足远方操作的要求。检修压板投入时，上送带品质位信息，保护装置应有明显显示(面板指示灯和界面显示)。参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装，下装时应闭锁保护。

继电保护和安全自动装置应具备检修信息闭锁功能，装置检修时可通过报文处理或其他机制避免对调控中心的干扰。 4.5 纵联保护通道监视功能

(1) 500kV线路光纤保护配置及通道组织

太原南500kV变电站本期500kV出线2回，分别至500kV晋中变

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和500kV云顶山变，即开断500kV晋中～云顶山线路环入本站。本站侧每回线路需配置两套与对侧相一致的光纤分相电流差动保护。

本站每套500kV线路保护均通过双通道方式与对侧线路保护进行通信，双通道应利用不同的光缆构成。根据通信专业的通道安排，500kV本站~晋中和500kV本站~云顶山线路每套线路保护的两个通道均采用复用2M光纤通道。

(2) 220kV线路光纤保护配置及通道组织

本站220kV出线6回，分别至冶峪变1回、商务区变1回、小店变2回和汾东变2回。本站每回220kV线路配置一套光纤分相电流差动保护和一套光纤距离保护。本站每套220kV线路距离保护与光纤接口装置进行了优化整合，取消了独立的光纤接口装置，采用线路距离保护自带光纤接口。本站线路距离保护与接口装置的整合方案分析详见《二次设备配置及组屏优化专题报告》。

光纤数字通道可靠性高，在通信通道满足的前提下，每回220kV线路的2套快速保护利用不同路由的光纤数字通道传送保护信号；根据通信专业的通道安排，本站每回220kV线路新配置的两套光纤保护均采用复用2M光纤通道。

(3) 光纤保护通道监视功能

光纤保护装置可采用“专用光纤”或“复用通道”。在纤芯数量及传输距离允许范围内，优先采用“专用光纤”作为传输通道。当功率不满足条件，可采用“复用通道”。 双通道差动保护也可以两个通道都采用专用光纤；或一个通道复用，另外一个通道采取专用光纤，这种情况下，通道A优先选用专用光纤。

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光纤差动保护的关键是线路两侧装置之间的数据交换，保护装置发送和接收数据采用各自的时钟，分别为发送时钟和接收时钟。保护装置的接收时钟固定从接收码流中提取，保证接收过程中没有误码和滑码产生。

发送时钟可以有两种方式，1、采用内部晶振时钟；2、采用接收时钟作为发送时钟。采用内部晶振时钟作为发送时钟常称为内时钟(主时钟)方式，采用接收时钟作为发送时钟常称为外时钟(从时钟)方式。两侧装置的运行方式可以有三种方式：1、两侧装置均采用从时钟方式；2、两侧装置均采用内时钟方式；3、一侧装置采用内时钟，另一侧装置采用从时钟(这种方式会使整定定值更复杂，故不推荐采用)。

为提高数字式通道线路保护装置的可靠性，光纤保护装置应增加纵联码功能，本侧纵联码和对侧纵联码需在定值项中整定。纵联码的整定应保证全网运行的保护设备具有唯一性，即正常运行时，本侧纵联码与对侧纵联码应不同，且与本线的另一套保护的纵联码不同，也应该和其它线路保护装置的纵联码不同(保护校验时可以整定相同，表示自环方式)。

保护装置根据本装置定值中本侧纵联码和对侧纵联码定值决定本装置的主从机方式，同时决定是否为通道自环试验方式，若本侧纵联码和对侧纵联码整定一样，表示为通道自环试验方式，若本侧纵联码大于等于对侧纵联码，表示本侧为主机，反之为从机。在通道状态中增加对侧纵联码的显示，显示本装置接收到的纵联码，若本装置没有接收到正确的对侧数据，对侧纵联码显示“－”符号。

保护装置将本侧的纵联码定值包含在向对侧发送的数据帧中传送

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给对侧保护装置，对于双通道保护装置，当通道A接收到的纵联码与定值整定的对侧纵联码不一致时，退出通道A 的差动保护，并发出通道告警。通道B与通道A类似。对于单通道保护装置，当接收到的纵联码与定值整定的对侧纵联码不一致时，退出差动保护，并发出通道告警。

5 自动化设备

自动化方案设计在无人值守变电站中至关重要，本站自动化系统的设备配置和功能要求按无人值守模式设计，完成全站的监控、控制、管理和远动功能，包括控制、同期、防误操作闭锁、设备状态信号监视、信号报警、SOE、测量、远动信息交换等功能。自动化系统在DL/T860标准体系的基础上，500kV在功能逻辑上由站控层、间隔层和过程层三层设备构成，三层设备间通过站控层网络、间隔层网络和过程层网络实现信息交互。

按照《智能变电站一体化监控系统建设技术规范》的建设要求，配置自动化设备，满足“调控一体化”建设的需要。变电站一体化监控系统结构如图5-1所示：

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图5-1 一体化监控系统结构示意图

自动化系统设备应要满足遥信、遥测、遥调、遥控功能，变电站监控信息采集满足《变电站调控数据交互规范(试行)》(调自〔2012〕101号)。

另外为实现本站的无人值守，需要在集控中心(核心站)实现对本站进行运行监视和远程操作。监控中心(集控站)是维持变电站稳定运行的枢纽部分，能从远方集中控制和监视无人值班变电站运行的场所。具备对所管辖的各集控站或者无人值守变电站相关设备及其运行情况进行远方遥测、遥信、遥控、遥调和遥视等功能的监测控制中心。监控中心的设备监测要能够满足无人值守的要求。中心内的监控系统旨在调度自动化系统的基础上进行功能细化、完善，实现信息的远传，并对变电站内的设备进行异地遥控操作。并利用计算机系统等自动化设备，根据编制的程序或预设的条件进行控制，即针对一个信号，根据设定的操作，

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对变电站监控实行批处理操作。

(1) 本站采用智能变电站一体化监控系统，利用一体化监控系统平台，要求能够直观、准确的实时反映变电站内设备的运行状态，是无人值守变电站管理中信息采集的不可替代的重要组成部分。监控中心可以远程队现场传来的视频图像进行分析判断，通过调度和指挥，及时处理现场的复杂情况；对处理过程进行跟踪，掌握第一手资料，保证最佳处理效果；通过视频设备对突发性事件及犯罪案件进行抓拍取证。

(2) 智能变电站自动化系统将站内设备划分为两个安全区。在安全Ⅰ区中，监控主机采集电网运行和设备工况等实时数据，经过分析和处理后进行统一展示，并将数据存入数据服务器。Ⅰ区数据通信网关机通过直采直送的方式实现与调度(调控)中心的实时数据传输，并提供运行数据浏览服务；在安全Ⅱ区中，综合应用服务器与输变电设备状态监测和辅助设备进行通信，采集电源、计量、消防、安防、环境监测等信息，经过分析和处理后进行可视化展示，并将数据存入数据服务器。Ⅱ区数据通信网关机通过防火墙从数据服务器获取Ⅱ区数据和模型等信息，与调度(调控)中心进行信息交互，提供信息查询和远程浏览服务。

(3) 本站利用一体化监控系统平台，实现告警直传，远程浏览功能，将站端系统监控信息，特别是站端系统设备分相告警信息，经分类优化后直接接入调度技术支持系统，统一整合后提供给调度监控值班人员，以便其实时掌握设备运行工况，当出现设备告警后，调度监控人员可通过远方图形终端(图形网关等方式)直接浏览站端系统内完整的图形和实时数据以及告警信息。

1) 告警网关功能

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告警网关是变电站系统实时告警信息经过筛选、处理、优化后通过专用通道直接传送到主站告警窗上，运行人员可以通过告警窗第一时间监视变电站一次设备、二次设备故障状态。告警网关是在变电站侧采用DL 476/104协议的字符串数据块分别与变电站监控系统和调度端进行告警信息传输。变电站监控系统先将本地SCADA处理结果及本地告警信息转换为带站名和设备名的标准告警信息，传输给调度端。主站端系统简单处理后推送告警窗，并且主站端系统就地保存告警信号作为后期查询依据，该信息不需要人为做库，大大减少了主站端维护量。

2) 图形网关功能

图形网关功能是调度运行人员可以浏览当地变电站监控系统的实时画面，对变电站系统运行状况、潮流走向、一次设备位置、光字信号等直观了解。主站端并不需要提前做好画面，做到了随看随开的状态，并且减轻主站端压力，有利于大运行模式地监视。实施上是在变电站侧部署图形网关，利用DL476协议,传输变电站图形和实时数据。

3) G语言概述

电力系统图形描述规范(简称G语言)是针对基于SVG的公共图形交换格式无法直接表达电力系统图形和模型一体化的概念等不足，在IEC 61970-453基于CIM的图形交换基础上，发展起来的、应用于电力系统的一种新型的图形描述语言。该语言可以直接表达电力设备特征，支持高效地存取电力设备信息和电力图形数据，支持不同系统之间的电力设备信息和电力图形数据的交换。G语言是一种基于标记的遵循xml标准的纯文本语言，兼容SVG基本图形格式，在图形文件描述中具有较强的优势。

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4) 告警网关技术方案

为了实现告警信息直传，在系统间通过告警图形网关机的方式实现。

对于主站--变电站系统，在站端系统侧部署远程告警网关机，安装系统远程告警服务、通讯服务模块。调控主站端侧安装告警接收处理服务模块，通讯服务模块。技术架构图如图5-2所示：

图5-2 告警网关技术架构图

告警网关技术方案内容主要如下:

A、告警图形网关机的信号采集模块使用网络规约收取站控层数据并且存入自己的SCADA系统；

B、告警图形网关机通过底层TCP通讯与主站系统建立链接，在没

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有信号上送的时候相互发送测试报文；

C、当发生遥信变位时，信号采集模块采集变化数据发送给告警信号转发模块，该模块负责把相应信号转换为标准的字符串编码，数据转发服务使用DL476协议把相应字符串送给主站端。

告警网关结构图如图5-3所示：

图5-3 告警网关系统结构图

5) 图形网关功能技术方案

图形网关功能是调度运行人员可以浏览当地变电站监控系统的实时画面，对变电站系统运行状况、潮流走向、一次设备位置、光字信号等直观了解。主站端并不需要提前做好画面，做到了随看随开的状态，并且减轻主站端压力，有利于大运行模式地监视。实施上是在变电站侧部署告警图形网关机，利用DL476协议,传输变电站图形和实时数据。

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图形网关方式在站端系统侧部署远程告警图形网关机，安装系统远程服务、图形远程浏览和实时数据刷新服务等功能模块，实现和站内监控系统图形和数据的实时交换。调控主站端可直接访问站端系统侧的图形网关，实现对站端系统内图形与实时数据的浏览。

技术架构如图5-4所示：

人机系统Proxy主站系统Proxy图形文件告警图形网关站端系统画面刷新服务现有站端系统476协议 图5-4 图形浏览技术架构图

在站端系统侧设置单独的“告警图形网关”服务器，部署智能电网调度支持系统远程服务和图形远程浏览、实时数据刷新服务等功能模块，和现有的站端系统监控系统进行图形和实时数据交换。站端系统图形文件由特定的程序通过人工参与生成，以G格式保存。

主站侧人机浏览站端系统数据时，通过本地代理和站端系统侧代理，向站端系统侧的文件服务发送请求获取相应的G文件。人机从G文件中生成数据请求，通过本地代理和站端系统侧代理，向站端系统侧

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的画面刷新程序发送服务请求。站端系统侧根据刷新周期进行增量数据发送。

系统结构如图5-5如所示：

图5-5 图形浏览系统结构图

6) 工程实施

告警图形网关采用DL476/104协议的字符串数据块分别与变电站监控系统和调度端进行告警信息传输。变电站监控系统先将本地SCADA处理结果及本地告警信息转换为带站名和设备名的标准告警信息，传给告警图形网关，告警图形网关将标准告警信息传输给调度端。在厂站端部署图形和数据刷新服务。代理服务负责安全认证功能和服务接入功能；图形服务负责传输画面；数据刷新服务负责数据刷新功能。

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变电站

图5-6 逻辑图

工程中硬件配置实现如下：

·告警图形网关机，通过站内局域网交换机接入站内的测控及保护装置，完成站内CIM-G语言图形的生成，画面数据以及告警文本的产生等工作。并完成与D5000主站的通信交互，以476或104规约传送告警以及画面浏览等。该系统的运行与原当地监控系统完全独立，互不影响。

·告警图形网关机硬件拟采用服务器，运行安全操作系统。站内网络通信利用站控层交换机的备用网口与站内测控，保护装置通信。需另分配独立的调度IP，通过独立调度通道链路与主站通信，以达到与站内远动功能完全独立，互不影响的目的。

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图5-7 网络布置示意图

6 系统通信

目前变电站通信系统均采用SDH/MSTP技术体制，SDH具有传输容量大，传输距离远的特点，同时兼容各种业务接口。SDH设备常用的光接口容量有10Gbit/s、2.5Gbit/s、622Mbit/s及155Mbit/s，大容量的光接口可以满足变电站继电保护、自动化、安防、视频、电量采集、在线监测等对通信带宽的要求，同时SDH设备还能提供变电站最常用的2M 接口，用于传送继电保护信息、调度电话、远动信息等。 6.1 通信设备的告警信息

SDH网络在调度端设置统一的网管中心，对整个SDH网络进行管理和维护。通信设备的各类告警信息通过STM-N帧结构中的开销字节

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送至网管中心，从而监视通信设备的运行状态。

本工程太原南变电站配置有山西省网SDH-2.5G光设备和华北网SDH-2.5G光设备，SDH光设备分别通过光纤通道接入山西省网和华北网光纤环网，将告警信息上传至各网管中心。 6.2 通信设备与调度端的直通电话

太原南变电站配置有1台48线调度程控交换机，通过2M通道与太原地调、古交变、南社变调度交换机互连，实现调度端与太原南变的调度直通电话。

太原南变~山西省调、太原南变~华北网调各配置1对PCM接入设备，通过调度交换机放小号的方式实现山西省调、华北网调对太原南变的调度直通电话。

6.3 通信及其支撑业务的双通道要求

本工程太原南变通信通道、远动通道及继电保护通道均具备双通道的要求，具备安排如下。 6.3.1 通信及远动通道组织

1) 太原南变至太原地调主备用通道

主用通道：龙城(太原南)变~小店变~马庄变~太原地调； 备用通道：龙城(太原南)变~杨家堡变~太原地调。 2) 太原南变至山西省调主备用通道

主用通道：龙城(太原南)变~冶峪变~南社变~东流变~山西省调； 备用通道：龙城(太原南)变~杨家堡变~太原地调~山西省调。 3) 太原南变至华北网调主备用通道

主用通道：龙城(太原南)变~晋中变~榆次北变~侯村变~阳泉变~石

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北变~华北网调；

备用通道：龙城(太原南)变~古交变~侯村变~雁同变~浑源变~易县~华北网调。

6.3.2 保护通道组织

龙城(太原南)~古交(云顶山)1回500kV线路配置2套光纤保护，均采用复用2M通道方式。保护分别利用龙城(太原南)~古交直达光缆通道和龙城(太原南)~晋中~榆次北~侯村~古交的迂回光缆通道传输。

龙城(太原南)~晋中1回500kV线路配置2套光纤保护，均采用复用2M通道方式。保护分别利用龙城(太原南)~晋中直达光缆通道和龙城(太原南)~古交~侯村~榆次北~晋中的迂回光缆通道传输。

图6.3-1 保护通道组织图

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6.3.3 变电站其它信息通道安排

变电站的视频监控、在线监测、安防等Ⅲ区信息均通过综合数据网接入设备接入调度端。本工程太原南变配置1台综合数据网接入路由器，通过以太网口或POS光口接入SDH光设备，经光纤电路将信息送至相关调度端。

变电站调度端视频监控、在线监测、安防等SDH环网综合数据网接入设备一体化监控主站端SDH光端机综合数据网接入设备SDH光端机 图6.3-2 其他通道示意图

7 交直流系统

按照《无人值班变电站及监控中心技术导则》及《无人值守变电站技术条件》，无人值班变电站直流负荷统计监控、保护、控制、交流不停电电源应按照两小时考虑，事故照明仍按一小时考虑。

直流系统应采用双重化配置原则，两段直流母线应采用分段运行方式，其蓄电池及充电模块的选择如下：

本工程考虑全站仅设置站内直流系统蓄电池组，UPS系统和通信设备的直流负荷均由该蓄电池组供电，通信设备、UPS电源、事故照明等负荷需纳入直流系统负荷统计中，全站交流电源事故停电时间按照2h计算；全站经常性直流负荷统计表详见表7-1，直流负荷统计及蓄电池容量选择结果表详见表7-2。

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表7-1 全站经常性直流负荷统计表

装置名称 500kV线路保护测控装置 500kV断路器保护测控装置 500kV母线保护装置 主变保护装置 220kV线路保护测控装置 220kV母联、分段保护测控装置 35kV电容器、电抗器保护测控装置 保护 测控 35V站用变保护测控装置 220kV母线保护装置 故障录波器 故障测距装置 公用测控装置 主变测控装置 交直流测控装置 网络设备等 小计 智能 终端 智能合并单元合一装置 智能终端 合并单元 小计 装置数 12 30 4 8 36 6 20 3 4 6 2 15 12 2 54 69 51 82 每台装置负荷 (W) 50 50 80 30 50 50 50 50 80 50 30 30 30 30 20 60 40 30 小计(W) 600 1500 320 240 1800 300 1000 150 320 300 60 450 360 60 1620 9080 4140 2040 2460 8640

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表7-2 直流负荷统计及蓄电池容量选择结果表

序号 1 保护测控 2 智能终端 3 事故照明 4 通讯电源 5 UPS电源 6 500kV断路器跳闸 7 220kV断路器跳闸 负荷名称 装置 容量 W 9080 8640 3000 5000 10000 负荷 系数 或同 时率 0.6 0.6 1 0.8 0.6 0.6 0.6 计算 容量 W 5448 5184 3000 4000 6000 负荷 电流 A 24.76 23.56 13.63 18.18 27.27 冲击电流 事故停电时间 按母差动作断路器0~ 1min~ 2~4h 数统计，跳闸电流1min 2h 参照西门子开关 54 69.6 取220kV 124.8 √ √ √ √ √ √ 177 √ √ √ √ √ 107.4 √ 事故放电电流 (A) 冲 击 电 流 (Ich) 注：长明灯负荷考虑300W，已统计在事故照明负荷中 另须考虑开关合闸的随机负荷：1×6×440W，计24A 经计算，采用2组600Ah的阀控铅酸蓄电池，充电模块采用4×40模块。

8 在线监测

根据国网公司2011版智能变电站通用设计中的对设备状态监测的有关规定及技术要求，结合无人值守智能变电站建设需要，综合考虑目前设备生产厂家制造能力及未来技术发展的方向，运用全寿命周期管理理念对各种状态监测设备的配置方案进行经济技术比较，推荐具有运行可靠性、实施可行性、技术先进性、造价经济性的系统配置方案。

(1)本站推荐采用离线与在线相结合方案，对重要设备及故障率较

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高的设备状态监测：主变、HGIS、500kV、220kV避雷器、蓄电池；监测特征量包括主变油中溶解气体、油中含水量、铁芯接地电流，HGIS内部SF6气体密度、温度，避雷器的全电流和阻性电流、蓄电池总电压、单体电池浮充电压、单体电池放电电压、电池内阻、温度、充电特性参数等参数。主变、HGIS，GIS预留超高频传感器及测量接口，实现局放的离线监测。HGIS，GIS微水不设监测传感器。

(2) 本站对主变的铁芯接地、套管绝缘监测及避雷器监测装置IED进行整合，2台主变配置1台IED；500kV HGIS多串共用IED，220kV GIS多间隔共用IED。采用多间隔、多参量配置IED，减少传感器及IED数量，简化二次系统结构，减少一、二次设之间连接线，降低造价。

(3) 建议由一次设备厂家统一完成间隔层内数据采集及处理，所有传感器及IED由一次设备厂家提供，在出厂前完成安装调试。保持设备的稳定性和可靠性，状态监测系统的可靠性与安全性，避免前端设备故障时责任不明确的问题。

(4) 基于状态监测工作连续要求，状态监测传感器的寿命应与主设备相匹配，当传感器与主设备无法匹配时，建议采用传感器便于更换的方式安装。

详见《状态监测系统设计方案》专题。

9 智能辅助系统 9.1 视频布点方案

由于全站采用无人监控，建议全站采用以下视频监控方案： (1) 增加对站区全景环境的监控，展示站区总体环境，如下图9.1-1所示，采用网络高清全景摄像机来实现对变电站全景图像的拍摄，形成

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覆盖整个变电站180度监视场景图像，可以看到500kV设备区、220kV设备区、主变设备区的图像。

图9.1-1 站区全景摄像机监控图例

(2) 全站图像监控系统基于数字硬盘录像机硬件设备，并以网络视频集中监控系统管理软件为核心，执行强大的系统功能，需增加网络数字型摄像机。

(3) 在变电站主大门设置1台高清固定模拟摄像机，利用原有的线缆，实现对大门以及进出变电站的人员、车辆全天候24小时监控，摄像机需要满足2个要求：

a．高清。大门摄像机主要负责记录人员、车辆的进出情况，需要能够清晰的分辨出人员主要特征，车辆的基本信息。

b．24小时不间断。变电站不仅白天，夜间也有人员、车辆的进出，为了保证记录的完整，需要夜间同样有清晰的监控效果。

(4) 主控综合楼顶安装2台高清网络全景摄像机，监视220kV场区和500kV场区的环境及设备运行情况。在主控楼顶临近大门处，安装1台网络跟踪球形摄像机，监视大门及其主控楼门前广场的人员及车辆。

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(5) 各个保护舱内、蓄电池室、主控综合室内、主变、以及配电装置区主设备安装摄像机，以监控室内设备以及户外设备的运行状态。 9.2 视频传输方案

网络高清摄像机采用数字信号传输，抗干扰能力强，可直接使用双绞线传输数据。但由于受到网线只能传输100米的限制，对于保护室内的网络摄像机距离监控室超过了100米，因此采用光纤传输，以保证数据传输的稳定可靠。网络摄像机通过网线与光电转换器连接，将电信号转换成光信号通过光纤传输到监控室。 9.3 视频处理方案

本站站端视频处理包括6个方面的功能:

1) 模拟视频的编码压缩，在监控室配置一台视频服务器(嵌入式硬盘录像机)，原有的模拟信号已接入原有硬盘录像机中。通过视频服务器编码、压缩后，模拟信号转变为数字信号，完成模拟信号到数字信号的转换过程；然后将原有的模拟硬盘录像和新增的网络混合硬盘录像机汇聚到光纤交换机上，通过网络传送到后台监控中心，从而在智能化平台上可以调阅和控制所有的视频图像。视频处理网络拓扑结构如图9.3-1所示：

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图9.3-1 视频处理系统网络拓扑结构图

2) 视频信息的存储，模拟摄像机的图像经过视频服务器编码压缩后存储在硬盘录像机中，网络高清摄像机的图像通过交换机将数据传输到视频服务器，存储在硬盘中。

3) 站端系统各类信息的存储，站端的各类设备信息、操作记录、报警信息等都存在在接入服务器的数据库中。

4) 与站端其他系统的联动，其他系统通过网络、串口与接入服务器通信，当其他系统发出预设的报警信息时，可以联动视频系统获取现场图像。

5) 接入服务器通过电力专网将信息转发给上级监控平台，在电力数据网上可以通过Web或客户端软件方式浏览变电站的图像、报警等实时信息。

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9.4 系统网络通信

本站需要至少一个网络通道，同时为变电站的网络设备分配IP地址。变电站通过网络与省公司监控平台相连，网络带宽建议采用10M以上。因为传输一路高清晰的D1图像传输需要1M左右的带宽，一路高清图像需要6-10M带宽。

系统支持带宽自动检测、控制功能，根据网络带宽情况，自动限制上传图像数量，保证网络畅通。支持多画面复合上传功能。由于视频占用带宽较高，而变电站到上级调度中心的带宽有限，无法保证同一时刻将所有图像上传。系统可以将多个监控点的图像降低分辨率，复合成一路高分辨率的图像上传，这样在网络监控终端能够同一时刻观看到变电站的多路图像，当需要观看某一监控点的清晰图像时，只需在画面上点击该监控点图像的区域，此时站端接入服务器就会将该监控点的原分辨率图像上传，满足用户的监控需求。

如此，只需点击多画面中的一个监控点区域就可以将此区域图像放大，大大节约了图像上传所需的网络带宽。如图9.4-1所示。

图9.4-1 多路图像复合一路图像上传图例

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9.5 供电及安装

本站在室外配置电源箱，室内配置配电箱，电源箱用于将室内配电箱引出的2路220V交流电转换成摄像机、光纤收发器需要的工作电源，并输出。

摄像机安装于室外，需立杆安装时，室外立杆采用热镀锌材质的立杆，杆件高4.5米。并安装辅助监控平台等监控后台设备，以满足本次工程无人值守建设需要。 9.6 系统功能

变电站辅助监控系统及可视对讲系统基于数字硬盘录像机等硬件设备，并以网络视频集中监控系统管理软件为核心，执行强大的系统功能。图9.6-1所示为视频监控子系统逻辑拓扑图。

图9.6-1 视频监控子系统拓扑结构图

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(1) 视频监控

a．可实时监视变电站视频信息，并可实时监视多路信号。 b．可对任意视频进行手动/自动录像，对任一帧实时视频以 JPEG、JPG或BMP的图片进行抓拍和存放。

c．具有动态侦测报警、视频丢失报警、视频遮挡报警等功能，可以设置联动灯光、讯响等设备。

d．具有触发自动调用预置位功能，实现故障、警情的联动确认。 (2) 录像管理

a．远程设置站端系统配置，实现站端系统的手动录像、定时录像、告警触发录像、画面异动检测录像等；

b．具备集中存储功能，采用以秒为单位的视频流方式存储策略； c．显示、存储、检索各变电站所选摄像机的视频；

d．变电站的历史视频和图片，可按告警事件、时间段、摄像机、存储位置等组合条件检索；可从站端系统上传任意一段历史录像；

e．远程回放变电站的任一摄像机的历史视频(时间可选)、告警录像和本地录像；

f．回放方式有逐帧、慢放、常速、快速、进度条拖放等方式； g．具备回放视频单帧抓拍和连续抓拍能力，并可对图片进行标注方便查找。

(3) 数据转发

a．具备对视频流、站端录像、控制信息、告警信息、语音对讲流等数据的转发；

b．支持 IP单播、转发组播等多种通信方式。

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(4) 语音功能

a．变电站端场景语音保存、回放；

b．实现各级控制中心和变电站的双向语音对讲； (5) 本地/远程控制

a．控制站端系统视频监控设备；

b．对摄像机视角、方位、焦距、光圈、景深进行调整及控制； c．对于有预置位的摄像机，能直接进行预置和操作； d．对摄像机的控制操作完成后，立刻释放控制权限； e．设置和查询摄像机的预置位；

f．控制按照用户优先级划分，优先级高的用户可无条件获得低优先级用户的控制权，同级别用户根据时间优先的原则获得控制权；

(6) 告警管理 a．视频遮挡

当有人或物体移动到摄像头附近并引起遮挡时，系统会自动做出处理，按已经设定好的灵敏度，布防撤防响应时间，遮挡报警区域等规则，触发联动报警输出，声音告警，报警上传中心。

b．视频遮盖

在监控过程中为保护他人的隐私合法权益，可将视频监控范围内不需要或禁止观看到的区域设置成隐私区域用遮挡区块进行遮蔽。

c．视频丢失或异常

在监控过程中无可避免会出现视频丢失或异常的情况，当出现上述情况时，按已经设定好的报警处理方式，触发报警输出，声音告警，报警上传中心。

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d．前端设备异常告警

当前端设备出现硬盘满，硬盘出错，网线断，IP地址冲突,非法访问，视频输入输出视频格式不匹配问题时，系统会自动做出处理，按已经设定好的处理方式，联动声音报警，报警上传中心，联动报警输出。

e．所有告警信息均在告警窗实时显示，显示内容包括日期时间、地区、关联的视频图像、告警内容及其它信息；不同级别的告警信息分色显示，其色可设置；

f．实现告警联动，可根据告警信号位置切换指定摄像机视频，操作指定设备(照明等)，并自动录像(录像时间可设定)；

g．具备告警信息的管理员、监控员确认功能；应按权限和区域确认，不同区域的事件及告警确认和处理相对独立；

h．所有告警信息及确认信息(包括确认时间、确认节点、确认用户等)应自动保存，可打印输出；

i．具备警铃警笛联动告警功能；

j．按照时间、地点、告警类型组合方式综合查询历史告警信息。 9.7 安全报警子系统 9.7.1 系统功能

安全报警子系统包括电子围栏、红外对射等设备。通过在变电站围墙上铺设电子围栏(每面墙一个防区)，如果出现翻墙等入侵行为，电子围栏采用高压脉冲的方式进行打击。既不伤害人体又保障了安全。每个防区接入电子围栏主机，通过串口接入采集器，上传至监控主机，并且可以和视频监控系统、灯光系统进行联动。如出现入侵现象，首先切换到图像监控界面，并且可以在后台软件内预先设置某时间段联动探照灯

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进行辅助报警。如果在晚上，亦可通过后台软件的“开灯、关灯”界面按钮，随时联动监控屏内的现场监控单元，打开探照灯进行威慑，并可以通过对讲系统进行远程喊话警告。系统可以连接震动、红外探测等各类报警探测器，出现警情时及时将信息送至远方运维人员，以便运维人员实时掌握变电站状况。

在全站综合辅助系统的统一数据平台上，安全报警子系统的所有报警信号应能具备和视频监控系统、门禁系统以及消防系统进行联动。图9.7-1为安全报警子系统的逻辑拓扑图。

警号 门磁 电子围栏 红外对射 红外被动

图9.7-1 安全报警子系统拓扑图

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9.7.2 方案原则

站区按围墙范围设置电子围栏，并改善大门红外对射装置，整个站区划分为多个防区，有效防范非法入侵。

电子围栏主机统一安装于门卫室内，可根据需要联动摄像机、室外灯光等，并将告警信息传送至监控后台。 9.8 环境监测子系统 9.8.1 系统功能

环境监控子系统主机安装在自动化机房，通过采集和传输技术的应用，利用智能采集器，可以实时监测某些重要场所和设备的工作环境(如：温度、湿度、漏水、有害气体等)；当工作环境出现异常时，可及时显示、报警，并可通过通信网络将数据上传至运维部门人员。环境监控子系统的结构如图9.8-1所示:

图9.8-1 环境监测子系统拓扑图

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环境监测子系统由设备终端和系统平台两大部分组成，通过系统平台，运维人员可方便在电脑上直观的查阅被监测量的大小或状态，以及被监测量的实时值或各种故障发生的情况。该平台主要监测和数据处理功能包括以下几点：

1) 动力设备监控：可以通过智能接口对交流、直流等电源设备进行监控；

2) 气体监测：有害气体(一氧化碳、硫化氢及甲烷等)、含氧量、烟雾等环境监控；

3) 其它环境数据采集和处理功能：环境温度、环境湿度、电缆沟进水、烟雾信号、明火信号等；

4) 环境参量超标自动告警及自动排障功能：在监控中心对环境参量超过预设值时发出音频告警，在平台的图形展示界面或者电子地图界面上闪烁显示，通知值班维护人员。

5) 警情管控功能：在出现警情时可以按照设置，手动或者自动的控制报警音箱、声光、通道门体、风机、空调以及水泵等运行，进行防护和降低危害；

6) 环境监测数据、状态监测数据及远程控制数据的历史信息查询。设备终端主要包含智能采集器和各种传感器。

各终端设备的主要功能如下： 1) 智能采集器

实现对灯光、空调等各种动力智能设备的监控管理。通过串行数据和网络IP包之间的数据转换，从而完成远程管理，扩展串口，将传统的串行设备联网，串行设备互相通信等功能。

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系统可以接入开关量、模拟量输入，实现温湿度、水浸、红外、烟感、防盗等报警监控功能。

系统可以通过RS232或RS485口外接智能空调遥控器，实现对空调的开机、关机、升温、降温以及通风等功能。并且可以实时监控空调的开关机状态。系统支持继电器输出，实现对灯光、风机、水泵等联动控制功能。

2) 温湿度一体传感器

一体化温湿度变送器是在装配式温湿度传感器的防水或隔爆接线盒内装入放大变送模块，与传感器连接形成一体化，数字信号输出，抗干扰能力强。通常采用采用RS485通讯方式(两线制)以减少布线工作量。

3) 水浸变送器

水浸变送器是一款分体式导轨安装普通探头的水浸变送器，探头遇水，探头两极之间阻抗发生变化，参考灵敏度设置，给出告警。产品使用电源，输入，输出三端隔离技术，极大程度提高电气兼容性和系统可靠性；输入的防极化设计，输出的光电隔离和线圈隔离保护有效的保证产品的可靠性和寿命。

4) 风机、空调、除湿机控制器

手动控制功能：可以通过管理软件或客户端，在监控中心远程控制控制空调开机、关机、升温、降温等，并能够直接调整空调的温度值。

直接远程控制风机/除湿机的开启和关闭，也可以设置风机/除湿机的定时开启和关闭，每台风机/除湿机每天最多可设置五个自动时间段。

自动控制功能：通过设置温湿度上下限以及设备停止位，自动控制空调的关闭、开启以及风机/除湿机的关闭和开启功能。

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空调控制同时支持原遥控器控制和软件控制两种模式，即使设备故障不影响其正常使用。

本系统主要除去空气的湿度，变电站内室内的湿度都有一定的要求，监控人员通过湿度变化的情况来远程开启、关闭变电站的除湿器，也可以直接跟温湿度子系统自动联动变电站的除湿器开启和关闭。

风机控制同时支持原按钮控制和软件控制两种模式，即使设备故障不影响其正常使用。 9.8.2 方案原则

本站内增加对各重要保护舱温湿度及电缆沟内浸水情况的实时监测设备。拟采用在各保护舱内安置智能温湿度探测器以及在电缆沟入口处安置水浸探测器的方式对环境信息进行采集。水浸探测器如图9.8-2所示。

图9.8-2 水浸探测器实物图

另外，拟在对温湿度要求较严格的、各预制舱内增加空调(风机)控制器，以实现对预制舱内温湿度的远程实时调节。

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9.9 火灾报警

500kV变电站应设置1套火灾自动报警及消防子系统，设备包括火灾报警控制器、探测器、控制模块、信号模块、手动报警按钮等。火灾自动报警及消防子系统应取得当地消防部门认证。

火灾探测区域应按独立房(套)间划分。500kV变电站火灾探测区域有主控综合室、预制舱、蓄电池室，变压器等。

根据所探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器或探测器组合。火灾报警控制器设置在公用设备舱。当火灾发生时，火灾报警控制器可及时发出声光报警信号，显示发生火灾的地点。

表9.9-1 站内消防设备配置表

名 称 报警控制器 智能感烟探测器 防爆智能感烟探测器 消防及图像监控电缆+感温电缆 双电源切换箱 手动报警按钮 声光报警按钮 单位 台 台 套 km 台 只 只 数量 1 21 2 18 1 10 10

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10 电量采集

(1) 电能量计量系统主站现状

华北网调的电能量计费系统是瑞士兰吉尔公司的C2000系统，采用网络和电话拨号方式采集厂站端关口电量信息；山西省公司的电能量计费系统是浙江华立科技公司生产的HL3000系统，采用网络方式采集厂站端关口电量信息。

(2) 本站电能量计量系统配置

在站内500kV、220kV各回出线配置1块0.5S级数字式电度表。在低压侧配置保测计一体化装置，由于本工程采样值数据以IEC 61850-9-2协议进行传输，保测计一体化装置可完整地获取各电抗器、电容器的电流电压数据，只需对采样值数据进行积分运算即可方便地获取电能计量数据。

根据电网对电能量计量和电量考核、计费结算的要求，在本站配置一台具备网络传输功能的电能量采集处理装置，对电能量数据进行自动采集、存储及预处理、远传。

电能量采集装置通过站控层网络获取各保测计一体化装置采集到的电能量数据，并通过串口与站内电度表实现数据通信。电能采集处理装置采集的电能量数据可通过调度数据网双平面方式向电能计量主站传送电能量数据。

(3) 技术要求

计量表计应可通过光口接收数字电流电压信号，数据通信采用IEC 61850-9-2标准协议，精度优于0.2S级(取决于互感器的输出精度)，具备双向、多费率计量功能，具有RS485串口输出端，应获得国家质量

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技术监督局颁发的制造计量器具许可证。

电能量采集装置应能接收关口电度表RS485串口数据，可对电能量数据自动或人工设置多个时段进行分时累计和数据存储，具备足够的通信口，可通过电力调度数据网或电话专线通道，与至少两个主站系统通信，实现电能量数据的传输，可采用DL/T 634.5.102-2002规约与电能计量主站通信。

11 结论

无人值守变电站是目前变电站的发展趋势，建设要求变电站不设置固定运行人员与维护值班人员，站内运行监测、主要设备的控制操作由监控中心(集控站)完成，设备定期巡视维护。在监控中心(集控站)的管辖范围内，变电站向监控中心(集控站)上传相关设备及其运行情况的遥测、遥信、遥控、遥调和遥视(统称为五遥)等信息，具备接受并执行监控中心(集控站)下发的遥控、遥调指令等功能。

本专题对国网公司“三集五大”运行模式下500kV太原南无人值守变电站的设计思路和重点技术进行了研究，提出了500kV变电站在土建方面、一次、二次设备选择、继电保护、自动化系统、交直流系统、视频监测子系统、安全报警子系统、环境监测子系统、系统通信等方面的设计方案，不仅具备了无人值守变电站技术条件，同时提升了500kV变电站技术和管理水平，解决潜在的人力资源问题，降低人力成本从而提高劳动生产率，减少人为误操作，简化站内建筑和非生产服务设施，节约投资。

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