1、概述
变电站是电网的核心环节，担负着所在区域的供电任务。但变电站具有数目巨大，地域分布广且很多地处人烟稀少区域的特点，给维护管理带来了诸多不便。少人或无人值守模式初期，针对无人变电站的盗窃案件时有发生，由变电站带电设备引发的火灾也屡见不鲜，防盗、防火成了变电站安全工作的重中之重。
针对无人值守变电站中存在的问题，基于当今快速发展的物联网技术，结合传感器网络、网络通信等，设计一套基于POE技术的变电站综合监测系统，实现对变电站内视频监控、环境监测、火灾报警、门禁管理与通风设备控制，有效监控变电站内各种信息，确保变电站内设备安全、稳定、高效运行。
2、系统硬件设计
系统由POE单元、主控单元、视频监控单元、人员活动监测单元、环境温湿度监测、烟雾浓度监控、排气风机控制和报警单元组成。因系统采用POE供电技术，系统安装时无需专门铺设电源线，使用一根网线即可完成数据传输与电源供给功能。监控主机功能结构如下图1所示：
2.1 POE单元
电源设计是整个系统设计的基础，电源设计的好坏直接影响着终端设备能否实现设计目标。因此，系统采用较为成熟可靠的设计电路，作为本终端设备电源供电与电源管理单元，本系统采用POE技术实现系统电源供给和网络通讯实现。
系统通过网线与设备网口RJ1相连，并通过H1102Nl网络信号电压隔离芯片的中央抽头把网络信号与电源信号分离，网络信号经由网络通讯芯片W5500传输到主控单元，进行数据处理。电源信号经过整流桥和电源管理芯片TPS2376之后进入电源稳压芯片，并最终实现为系统供电功能。
2.2 网络通讯单元
系统采用W5500作为通讯接口设计芯片，W5500是一款全硬件TCP/IP嵌入式以太网控制器，为嵌入式系统提供了更加简易的互联网连接方案。W5500集成了TCP/IP协议栈，10/100M以太网数据链路层（MAC）及物理层（PHY）。W5500提供了SPI（外设串行接口）从而能够更加容易与外设MCU整合。而且，W5500的使用了新的高效SPI协议支持80MHz速率，从而能够更好的实现高速网络通讯。为了减少系统能耗，W5500提供了网络唤醒模式（WOL）及掉电模式。
2.3主控单元设计
终端选用ARM公司的STM32F105RBT6作为控制芯片，本芯片采用较为先进的Cortex-M3内核，并结合丰富的外设接口可以很好满足设计需要，从而使电路设计更加简单。其256K字节的闪存程序存储区，使其能够应用于较大工程文件系统中。
2.4视频、环境参数及烟雾浓度监控设计
系统视频监控单元采用现有成品，终端经过网线与视频采集摄像头相连，实现视频实时监控功能，并通过终端把视频监控数据发送到后天服务系统。
系统环境参数及烟雾浓度监控系统用于实现对室内环境温湿度和烟雾浓度监测，当室内温湿度、烟雾浓度超过阈值时系统会启动远程报警，通知变电站管理人员及时处理。系统原理如下图2所示
2.5远程预警功能
终端通过连接短信接收/发送单元，实现远程预警功能。系统在终端监测到变电站内环境参数、人员非法闯入和室内烟雾浓度超出预设阈值时，启动远程报警通知变电站管理人员。
3、系统软件设计
基于POE技术的变电站机房环境监测系统根据模块化软件设计思想，将终端驱动分为以下模块。
1）系统初始化模块：初始化主控芯片寄存器、I/O口、定时器、A/D及系统中断方式。
2）网络通讯单元：驱动W5500芯片，用于实现监控终端与后台服务系统通信。
3）环境参数监测：读取温湿度传感器数据。
4）烟雾浓度监测：根据烟雾浓度传感器MQ2的出情况，经A/D转换单元，监测室内烟雾浓度。
5）人员活动和报警模块：监测开关柜内人员活动信息，并根据检测结果启动/关闭远程报警单元。
4、结束语
通过本系统的实施，使得机房管理人员能实时并直观地了解当前机房内环境温湿度以及设备的运行情况，通过把环境状况监测系统并入整个机房安全运行监测系统中，可以使机房管理人员更好的掌握机房安全运营状况，为机房的安全可靠运行打下良好基础。
参考文献：
[1] 周润德.译.数字集成电路：电路、系统与设计（第2版）[M].电子工业出版社.2011.11
中图分类号 TM72 文献标识码 A 文章编号 2095-6363（2017）06-0033-01
智能电网被认为是21世纪电力系统的重大技术创新之一，而智能变电站是智能电网的重要基础和支撑。智能变电站是指，采用可靠、集成、先进、环保、低碳的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、f同互动等高级功能的变电站[ 1 ]。
智能变电站的安全运行是电网安全运行的保障，而其技术的先进性对推进智能电网的发展至关重要。本文将对目前国内智能变电站现状及近期智能变电站的技术发展方向进行简单概述。
1 变电站自动化的发展历程
变电站的自动化发展历程经历了3个阶段。各个阶段的技术特点如下：
变电站自动化发展的第一阶段：1）面向功能的集中式远动终端装置+常规保护；2）常规继电器+二次接线+远动终端装置；3）遥控信息实现二遥或者四遥；4）保护装置采用硬接点连接；5）功能简单且系统连接复杂，系统整体性能指标较低。
变电站自动化发展的第二阶段：1）面向功能的分布式单元微机保护加微机测控装置模式；2）保护装置与测控装置分开独立配置；3）采用现场总线技术；4）采用通信管理单元；5）系统扩展性能较差。
变电站自动化发展的第三阶段：1）面向对象、面向间隔设计的分层分布式系统结构；2）采用以间隔为对象的保护测控装置；3）保护和监控网络独立组网，装置直接接入以太网；4）系统配置灵活、扩展性强。
2 智能化变电站关键技术
2.1 互感器技术
目前智能变电站为完成电压、电流就地采样数字化，主要采用“电子式互感器”或“常规互感器+合并单元”。
根据电子式互感器高压部分是否需要工作电源，电子式互感器可划分为有源式和无源式两大类。
相对于传统互感器，电子式互感器最为显著的优点是其高压侧与低压侧无电气连接，其大大简化了互感器的绝缘结构，提高了绝缘性能。
电子式互感器相对于常规互感器还具备暂态范围大、输出信号可直接输入保护设备和微机化计量、体积小、质量轻等优点。
但就近年来的实际运行经验而言，电子式互感器的故障率仍远高于传统电流互感器；温漂问题仍是无源型电流互感器的技术瓶颈，目前厂家为解决温漂问题，多采用实测温度对线性双折射和维尔德常数进行补偿，但此方法没有从根本上解决该问题。电子式互感器中采用了光学器件、电子器件等相对易耗元件，采集器故障率仍较高[ 2 ]。总而言之，由于电子式电流互感器仍处于应用初期的磨合阶段，有很多技术问题尚待解决与完善，常规电流互感器与其相比，在运行可靠性方面及价格仍具有很大优势。因此目前智能变电站仍广泛采用“常规互感器+合并单元”的方式。
电子式互感器完全取代“常规互感器+合并单元”是智能变电站的发展趋势，但目前急需解决如下技术瓶颈：1）无源型电子式互感器温漂问题；2）有源型电流互感器功能问题；3）长期可靠性问题。
2.2 网络结构
现阶段在逻辑上智能变电站网络可划分为三层网络结构，分别为站控层网络、间隔层网络和过程层网络。
2.2.1 站控层网络
站控层网络可传输MMS报文和GOOSE报文，实现站控层设备之间、站控层设备与间隔层设备之间的通信。
站控层网络采用双星型拓扑结构，采用双网双工冗余网络的运行方式，可满足网络无缝切换功能。站控层网络采用MMS、GOOSE、SNTP时间同步三网合一、共网运行。
2.2.2 间隔层网络
间隔层网络可传输MMS报文和GOOSE报文，实现间隔层设备与本间隔其他设备、与其他间隔设备之间的通信。
目前智能变电站间隔层网络广泛采用双重化星形以太网络，间隔层设备通过两个相互独立的以太网控制器接入双重化的站控层网络。
2.2.3 过程层网络
过程层网络传输GOOSE报文及SV报文，完成过程层设备之间、间隔层设备之间、过程层与间隔层设备之间的通信。
目前智能变电站各电压等级过程层网络通常采用如下配置方案：500kV过程层SV、GOOSE网络采用星形双网结构独立配置，220kV过程层SV与GOOSE共网传输、双网配置，110kV过程层SV与GOOSE网共网传输、单网配置，35kV、10kV不配置独立过程层网络[ 3 ]。
未来随着二次设备就地下放及一次、二次设备完全整合，智能变电站的可将现阶段的三层设备两层网络结构优化为两侧设备一层网络结构。
2.3 一次设备在线监测
智能变电站在线监测系统是变电站综合监测、故障诊断的在线动态系统，可为智能变电站提供在线监测与故障诊断的整体解决方案。
智能变电站在线监测系统可对变压器绕组温度及负荷、变压器油中气体及水含量、变压器绝缘、变压器辅助设备（油泵、有载调压开关、冷却设备、继电器）、变压器局放、GIS及断路器中SF6气体含量、断路器动作特性、设备绝缘（电流互感器、容性电压互感器、避雷器）、电缆温度和电缆局放等运行特性进行综合监测。
智能变电站在线监测系统可靠性高、互换性好、准确性高，智能变电站在线监测系统是采用标准的结构方式、数据格式、通讯规约等全面集成的，而不是现有在线监测系统在后台监测软件层面上的简单集成。智能变电站在线监测系统采用基于多信息融合技术的综合故障诊断模型，结合运行参数和结构特性、历史运行状态及环境因素，依据获得的电力设备状态信息，对电力设备运行状态及剩余运行寿命进行评估。对已经发生的故障进行分析、对正在发生的故障进行判断、对可能发生的故障进行预测，明确故障的原因、属性、类型、性质，指出故障发展的后果和趋势，有效地提出故障发展和根除故障的对策，达到预防和避免电力设备事故发生、保证运行设备安全、可靠运行的目的。
但目前智能变电站在线监测技术，还无法实现囊括所有设备全面在线监测的可能性，在线监测系统一体化，并由自动化系统集成是未来一次设备在线监测系统的发展方向。
3 结论
2009年5月，国家电网在全国共选取了47个新建变电站作为智能变电站试点工程，试点工程在原理研究、设备研制、设计优化、标准制定等方面取得了许多创新成果[4]。但现阶段我国智能变电站建设仍处于技术的储备期和快速发展期，电网发展方式的转变、管理模式的创新对智能变电站提出了新的要求，未来智能变电站应以“结构布局合理、系统高度集成、技术装备先进、经济节能环保”为建设目标。总结现有智能变电站的技术特点，加强技术研发是推荐智能电网建设的关键。
参考文献
[1]李瑞生，李燕斌.智能变电站功能架构及设计原则[J].电力系统保护与控制，2010，38（21）：24.
中图分类号：TM711；TM63 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）17-0071-02
1 远动通道在线诊断系统结构图及工作原理
运动通道在线诊断系统结构图及工作原理，如图1所示。
为远程对某个变电站的远动通道进行全面远程监测，主要采取对远动通道进行实时在线监听为主的方式。对串行通道采用并联监听，串口信号为单向，只是接收、测量电压频率和计算误码率等；网络通道则采用不影响现有网络结构与网络通讯的网络监听技术方案，数据包也为单向传输。
根据各类通道监听的数据进行综合分析，检测远动通道运行状态，识别出是远动通道故障、主站故障还是远动设备故障；并将相关数据及运行状态以定时短信的经济方式汇总到供电局的服务器上，作为准实时数据和历史数据保存；可由用户用指定的帐号进行访问。
同时故障告警短信也可直接发到运行维护人员手机，或由运行维护人员短信查询；系统只响应或发送短信给预先设定的认证手机号。
2 分站装置安全分析
2.1 模拟和数字通道监测安全性
远动通道在线监测装置在模拟和数字通道上进行并联监听，只是接收、测量电压频率和计算误码率等，不发送，不影响系统运行。系统工作原理，如图2所示。
2.2 分站网络通道监测安全性分析
网络通道监测装置不向网络发送任何数据包，不影响系统运行。网络通道监测装置从变电站的智能网管交换机上的镜像端口取得指定端口的网络数据包，并从网络数据包分析源IP和目的IP，确定主站的通讯服务器和变电站的通讯管理机对应的IP是否在线，并从数据包中的104帧类型分析通讯管理机是否正常工作，并计算数据包流量等。
2.3 向主站转发通道状态信息的安全性（外部接口）
本系统与在供电局的管理信息大区的主站系统通讯方式的是文本方式的短信，不是网络连接，不存在网络安全问题。
远动通道在线监测装置向预先设定的主站手机号转发短信，短信内容采取TEA分组加密算法进行加密。
TEA算法由剑桥大学计算机实验室的David Wheeler和Roger Needham于1994年发明[3]。它是一种分组密码算法，其明文密文块为64比特，密钥长度为128比特。TEA算法利用不断增加的Delta（黄金分割率）值作为变化，使得每轮的加密是不同，该加密算法的迭代次数可以改变，建议的迭代次数为32轮。
虽然TEA算法比 DES（Data Encryption Standard） 要简单得多，但有很强的抗差分分析能力，加密速度也比DES快得多，而且对64位数据加密的密钥长达128位，安全性好。
由于本系统在所传输的通道状态包括变电站名字、通道正常或中断等，经常会有相同的明文出现，从而出现相同的密文。对此系统在分组通讯码中插入随机码，使相同的明文，得到不同的密文，提高破解难度。系统上述安全性分析，如图3所示。
按照《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令） 第一章
第五条：电力调度数据网应当在专用通道上使用独立的网络设备组网，在物理层面上实现与电力企业其它数据网及外部公共信息网的安全隔离。
第八条：安全区边界应当采取必要的安全防护措施，禁止任何穿越生产控制大区和管理信息大区之间边界的通用网络服务。
本系统与在供电局的管理信息大区的主站系统通讯方式的是文本方式的短信，不是网络连接（不需要进行物理隔离），更不存在通用网络服务，不在《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令）的涉及范围内。
3 主站WEB服务器安全分析
主站的WEB访问只能在供电局内网中，用指定的用户帐号采用Https安全访问。HTTPS（全称：Hyper Text Transfer Protocol over Secure Socket Layer），是以安全为目标的HTTP通道，简单讲是HTTP的安全版，提供了身份验证与加密通讯方法。如图4所示。
参考文献：
中图分类号：tm930 文献标识码：a
在无线通信技术领域中，无线传感器网络技术作为一种新兴的无线通信网络技术，不仅代表着无线通信技术的发展方向，并且在实际通信传输应用中，能够实现对于传输数据信息的获取以及传输、处理等，同时，无线传感器网络技术还能够实现目标系统控制的一体化智能管理，具有非常明显的无线通信先进技术优势。尤其是随着现代信息技术不断发展以及网络通信技术的进步，不仅推动了无线传感器网络技术的快速发展，而且也促进了该技术在实际通信传输中的应用推广。对于电力系统来讲，变电站是整个电力系统的重要组成部分，对于电力系统的安全稳定运行实现有着很大的影响和作用。尤其是变电站结构中的高压开关柜以及母线接头、输变电线路接头、电缆接头、室外隔离开关等，对于变电站安全稳定运行比较重要的设备装置，它们在变电站运行应用过程中，极容易因为装置设备老化或者是温度过高等问题，发生运行故障事故，对于变电站结构的安全以及正常稳定运行有着很大的不利影响。基于无线传感器网络的变电站设备温度监测系统，就是针对变电站设备运行中由于温度等因素引起的设备运行故障问题，进行监测与控制实现，以保证变电站设备的正常与稳定运行实现，保证整个电力系统的安全稳定运行。
1 变电站设备温度监测系统结构分析
在进行基于无线传感器网络的变电站设备温度监测系统的整体框架结构设计过程中，根据电力系统变电站设备温度监测系统的实际应用情况，考虑将变电站设备温度监测系统的整体框架结构设计为三层，即变电站设备温度监测系统的数据采集结构层和系统通信结构层、管理分析层。
其中，变电站设备的数据采集结构层主要是在变电站运行设备运行过程中，对于设备运行环境中的各种温度数据信号进行采集，它主要是通过分布在变电站设备中的温度传感器节点以及中心节点，形成一个无线传感器网络，实现对于变电站运行过程中，各种设备的温度信号进行采集收集；而变电站设备温度监测系统的系统通信结构层，主要指的是变电站设备温度监测系统中中心节点和主控室中监测计算机设备之间的通信设置，在进行变电站设备温度监测系统的中心节点以及主控室监测计算机之间通信实现时，主要是通过rs-485总线，实现温度监测系统中多个中心节点的通信功能，通信过程中主要是使用的主从应答方式实现通信传输。此外，变电站设备温度监测系统的管理分析层，主要是对于系统采集层所采集的数据信息进行分析处理。通常情况下，由变电站设备温度监测系统中的数据采集结构层进行变电站运行过程中，变电站设备运行的温度数据信息进行监测采集之后，通过系统通信结构层完成所采集数据信息的通信传输，再由温度监测系统主控室的计算机对于采集并传输的数据信息进行分析处理实现，同时变电站温度监测系统中的管理分析层不仅能够实现对于采集数据信息的分析处理，同时能够对于数据信息的分析处理结果进行显示以及储存、打印和控制等。如下图1所示，为变电站设备温度监测系统的设计框架结构示意图。
2 变电站设备温度监测系统的硬件设计分析
在进行基于无线传感器网络的变电站设备温度监测系统设计中，变电站设备温度监测系统的硬件结构部分，主要包括变电站设备运行温度监测应用实现的传感器节点、中心节点以及计算机设备等，下文主要对于变电站设备温度监测系统中的传感器节点以及中心节点的设计进行分析。
2.1 温度监测系统的中心节点设计分析
在变电站设备温度监测系统中，硬件结构中的中心节点是整个系统的核心部分，它主要设置分布在变电站设备的各个合适位置处。在变电站设备温度监测
统运行过程中，中心节点既可以使用无线通信方式，对于系统中传感器节点采集到的温度信号进行汇聚，也可以对于系统采集的温度信号进行计算以及分析、整合等，并嵌入在rs-485总线上，以备系统中监控计算机的采集应用。
如下图2所示，为温度监测系统中心节点的设计结构示意图。通常情况下，中心节点主要是由微处理器单元以及无线通信单元、串行通信单元、电源单元、存储单元和报警显示单元等组成。在温度监测系统中心节点的这些组成单元中，其中微处理器单元芯片以及无线通信单元的芯片，不管是选型还是传感器节点模块，都是一样的，因此，中心节点的这两个单元一致的，在设计中可以通用。
2.2 温度监测系统的传感器节点设计分析
在进行变电站设备温度监测系统中的传感器节点设计时，传感器的节点主要设置在变电站结构中的各个温度监测点上，传感器节点的运行实现主要是通过电池作为供电电源，由于温度监测系统中传感器节点的工作运行环境比较恶劣，并且传感器节点运行过程中的电磁干扰比较严重，因此，在进行温度监测系统传感器节点的设计中，还需要注意进行传感器节点的抗干扰性能以及低功耗性能特征的设计实现。进行温度监测系统中传感器节点抗干扰性能的设计，主要就是要求传感器节点的体积应当足够小，以避免对于温度监测设备本身特性的影响控制在最小，同时，还需要在进行传感器节点的设计过程中，注意对于传感器节点的扩展性以及灵活性、安全性和稳定性的设计实现与满足。如下图3所示，为温度监测系统传感器节点的结构设计示意图。根据下图可知，温度监测系统中传感器节点的结构设计，主要包括微处理器单元结构部分以及无线通信单元部分、数据采集单元部分、电源单元部分等四个结构部分。
3 变电站设备温度监测系统的软件设计分析
基于无线传感器网络的变电站设备温度监测系统软件设计，主要包括变电站设备温度监测系统的传感器节点、中心节点以及计算机监测软件等的设计实现。首先，在进行变电站设备温度监测系统的软件部分设计过程中，为了避免温度监测系统在实际监测运行中，系统中的多个传感器节点在同一时间进行数据的发送造成的矛盾问题发生，对于无线传感器网络内部的通信，主要是采用基于时分多址的网络通信控制协议，进行系统通信的设计实现，通过每个时元多个时帧的划分，并将每个时帧对分成一定数量的时隙进行网络数据信号的收发实现避免传感器网络节点之间的通信矛盾，保证通信传输的正常稳定与通信传输节能效果实现。
如下图4所示，为温度监测系统中传感器节点软件系统的流程示意图。在变电站设备温度监测系统中，传感器节点软件结构部分在变电站设备运行传输的一个时帧周期中，主要是进行中心节点控制命令的接受以及变电站设备运行温度数据的采集、发送，进行休眠状态等。此外，对于变电站设备温度控制系统中的中心节点软件结构部分，在进行设计过程中主要将一个中心节点设计为最多可以进行32个温度传感器节点的带动实现，这些中心节点以及传感器节点组成温度监测系统中的一个子系统，并且每一个子系统中都有特有的网络标号，以避免运行监测中不同子系统之间的数据串扰问题发生。最后，变电站设备温度监测系统中的计算机监测软件的设计实现，主要是在计算机visual basic6.0作为软件设计平台的基础上设计实现的。
结语
总之，基于无线传感器网络的变电站设备温度监测系统设计，作为一种比较新的温度监测系统设计方式，在设计过程中，应注意结合变电站设备运行的实际情况，在遵循无线传感器网络技术原理的要求下，进行设计实现。本文中无线传感器网络变电站温度监测系统设计方案，经过实地运行调试与测试验证，是可行的。
参考文献
变电站的遥视技术系统融合了网络视频和数据采集两大主要功能，集遥视系统、安全保卫系统、消防系统、环境监测系统和动力监测系统五大功能子系统于一身，构建多级监控网络系统构架，各级用户都能够实时、直接地了解和掌握其下属变电站的情况。一旦变电站内部发生安全或者设备数据的报警，系统可对发生的情况及时作出反应，并可通过系统中的调度视频会议功能，及时进行可视化调度处理，便于应急指挥，摆脱了传统系统相互独立、各自应用的非智能化模式，实现变电站多层次、立体化的安防自动化系统。
一、系统方案概述
一个能够实现多级管理的树型网络结构的视频调度系统，往往涉及市调、县调、变电站的多级网络结构视频调度系统，系统集视频监控、视频指挥调度、视频会议等多功能于一体，并辅以适当的警戒功能以实现变电站“五遥”，为变电站实现真正的无人值守创造条件。在满足需要的前提下，保证系统的稳定可靠，节省投资，使系统发挥良好的经济效应。具体如下：多级视频监控，实现对变电站，运行重点区域的实时统一监控，使得从市调到县调各级电力单位都可实现对自己所辖变电站的实时监控。各监控点的现场图像和现场环境（红外、烟雾、水浸、门磁等）监控，并产生告警联动。监控的范围除了设备监控、运行状况监控、安防监控，还可扩展到对所属单位工作人员工作情况的监控。系统监控设计是一个多级的监控系统，不仅实现对口监控，还可以根据具体地理位置，实现相关外派单位的监控，横向的监控。视频调度，市调- 县调-各变电站监控调度室，按照隶属关系可进行视频调度。视频会议，各级单位监控调度中心可召开视频会议。多客户端浏览，调度中心以外的监管机构可以依据权限登录系统，浏览各变电站、运行中心的运行状况。系统最大支持40个客户端同时访问一路摄像机的监控镜头，而不影响网络运行情况。
系统结构quinfo系统是一个基于客户机/服务器模型的系统，同时支持b/s构架，即浏览器直接浏览监视，整个系统主要由视频采集端、监控服务器端、客户端以及传输网络等几个部分组成，可实现视频存储、视频回放、摄像头遥控、报警检测、远程检索播放等功能。监控服务器对视频采集端提供的数据进行处理，如数据压缩、数据传输、图像报警检测、视频存储等。
中图分类号:TM63 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2012)06(c)-0143-01
由于网络安全的原因,无人值班变电站的调度自动化系统常会引起各种问题,例如,开关误动、拒动、保护定值整定参数的错误更改、自动化信息紊乱,等。这些问题将会严重威胁电网和变电站的安全运行,甚至引发灾难性的事故。目前,国家加大电力数据专用网建设的进程,尤其在调度自动化系统和智能变电站综合自动化网络化领域,因此,变电站计算机网络安全问题变得尤为重要。
智能变电站的计算机网络安全包括硬件设备的安全、软件系统的稳定运行、口令密钥的保管,以及重要的电力运行信息和系统配置信息不因偶然的或恶意的原因而遭到破坏、更改和泄露。在规划、设计变电站计算机网络时,如何实现数字变电站自动化系统的功能及其运行的可靠性是着重关注的问题,而网络安全问题常被忽视。
1 变电站智能化系统的特征
变电站一次设备的智能化:一次设备中采用光电和微处理器技术设计受控制和监测的操作驱动与信号回路,采用先进的计算机监控系统,统一站内通信规约,以光纤取代控制光缆,以光电数字信号取代强电模拟信号。
二次设备的网络化:基于模块化和标准化的微处理技术设计制造二次设备,包括测量控制设备、继电保护设备、远程控制设备、防误/闭锁设备、电压无功控制设备、故障录波设备和在线状态检测设备。高速的网络通信模式连接各种二次设备,消除I/O现成接口中功能重复的部分,以网络通信实现各种设备之间和远程控制端之间的资源、数据共享,以逻辑功能模块代替常规的功能装置。
运行管理系统智能化:变电站自动控制的智能化系统要记录电力供应生产运行的数据和状态,并实现资料的无纸化和智能化;实现变电站在运行过程中故障分析报告的及时提交,并对故障原因进行分析,提出处理方法;能够自动发送设备检修的报告。
2 智能化变电站系统对网络的要求
在逻辑结构上,变电站智能化系统分为三个层次:变电站层、间隔层和过程层。变电站是一间隔层一过程层的结构分层,在这样结构的变电站内需要传输数据。变电站层的内部通信,在变电站层不同设备之间存在信息流,各种数据流在不同的运行方式下有不同的传输响应速度和优先级的要求。
2.1 功能要求
在智能化变电站中,计算机网络主要负责实时切换系统内部各部分以及与其他系统的数据信息。在变电站智能化系统中,构建稳定、高效、即时、可靠的计算机网络通信体系是变电站综合自动化通信的关键节点之一。数据通信网络是变电站智能化系统的关键技术成为一致的共识。网络的基本功能是变电站内智能电子设备之间的连接,因此,网络对各种接口需要网络接口的支持。在变电站无人值守和数据信息量增加的发展中,要求网络对事件、操作、电量、录波和故障等数据信息的传输和存储满足承载的空间和速度。在无人值守变电站中,网络必须完成电压自动调节和对时等功能,以保证电压运行的质量。在智能化变电站系统的维护和运行中也有自诊、远程控制、自我恢复等功能的要求。
2.2 性能要求
智能化变电站对网络的性能要求,以可靠性、开放性和实时性为主要表现。
可靠性:由于变电站是电力网络的核心节点之一,其系统工作必须具备连续性,变电站网络的可靠性能是最重要的要求。在智能化变电站系统中,数字、图像等多媒体信息技术广泛应用,系统对于网络通信的依赖性增强,可靠性的要求也更为重要。
开放性:变电站智能化系统是电力调度智能化内部的子系统之一,在满足站内智能电子设备的接口和扩展要求的同时,还必须与电力调度智能化的总体设计相适应,接口必须满足国际标准的要求,使用国际标准的通信协议,以满足系统集成的要求。
实时性:远程命令、信号保护、数据测控等功能决定了传输过程所具有的即时特点。在正常工作时,变电站内的数据流较小;故障发生时,需要数据大量即时传输,此时需要快速的传输速度。变电站网络的理想化运行,必须确保其功能和性能要求。在网络上,多个处理器协调才能完成采集信息、保护算法和形成控制命,所以,我们面临急需解决的问题便是确保各个处理器同步采样和命令输出保持在高速状态。要想解决这一问题,关键在于网络环境的满足,即使网络通信提速和通信协议符合规定要求。现场总线的设计方法是一种常规的方式,它已经不能满足变电站智能化系统所需要的速度要求,因为大部分智能化变电站的通信网络。由于标准化的数字控制技术发展、OSI七层协议的固化和高速接口芯片等技术和产品的出现,为变电站智能化的开发提供了物理层面的技术支持。
3 变电站智能化系统的安全问题
传统的变电站控制系统都是厂家生产的独立系统,包括SCADA,对于安全性要求较低。开放和标准的网络通信技术是变电站综合系统智能化的基础。在开放的网络环境中,通过广域网环境下开发的应用软件远程控制、监测和诊断,导致智能化系统在计算机环境下有更高的安全性要求。为了满足要求,电力系统要可靠、安全和稳定。
厂站与调度主站、生产主站、监控主站等系统主站系统间的通信技术安全凸显,智能变电站与上级主系统间的安全问题也显的尤为重要。
根据智能变电站试点建设工程的经验总结，变电站自动化系统目前存在子系统繁多且独立建设，集成度低等问题，不能实现信息共享和综合应用，不能满足调度支撑系统和大运行体系建设要求。为规范智能变电站自动化系统建设，实现信息充分共享和功能应用集成的目标，国家电网公司组织编写了《智能变电站一体化监控系统建设技术规范》和《智能变电站一体化监控系统功能规范》。本文依据以上规范要求分析了一体化监控系统体系架构、五大功能、结构，对一体化监控系统配置、二次系统安全防护方案进行了重点研究。同时结合《变电站调控数据交互规范》，通过优化调控实时数据，直传设备告警信息，远程游览变电站全景，强化调控指令安全认证，实现对变电站的远程监控。
2 一体化监控系统架构
2.1 智能变电站以及智能变电站一体化监控系统概念
智能变电站：采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。
智能变电站一体化监控系统：按照全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化的基本要求，通过系统集成优化，实现全站信息的统一接入、统一存储和统一展示，实现运行监视、操作与控制、综合信息分析与智能告警、运行管理和辅助应用等功能。
2.2 自动化系统架构
智能变电站自动化系统由一体化监控系统和输变电设备状态监测、辅助设备、时钟同步、计量等共同构成。一体化监控系统纵向贯通调度、生产等主站系统，横向联通变电站内各自动化设备，是智能变电站自动化的核心部分。
智能变电站一体化监控系统直接采集站内电网运行信息和二次设备运行状态信息，通过标准化接口与输变电设备状态监测、辅助应用、计量等进行信息交互，实现变电站全景数据采集、处理、监视、控制、运行管理等。 其逻辑关系如图1所示。
2.3 一体化监控系统架构
如图2所示，智能变电站一体化监控系统可分为安全Ⅰ区和安全Ⅱ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。通过数据规范化处理，生成标准的告警条文，经I区图形网关机直接以文本格式传送到调度（调控）中心。
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、II区图形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数据、图像浏览服务。
综合应用服务器通过正反向隔离装置向Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机信息，并由Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机传输给其他主站系统。
数据服务器存储变电站模型、图形和操作记录、告警信息、在线监测、故障波形等历史数据，为各类应用提供数据查询和访问服务。
计划管理终端实现调度计划、检修工作票、保护定值单的管理等功能。视频可通过综合数据网通道向视频主站传送图像信息。
3 一体化监控系统功能
3.1 功能结构
智能变电站一体化监控系统的应用功能结构分为三个层次：数据采集和统一存储、数据消息总线和统一访问接口、五类应用功能。
五类应用功能包括：运行监视、操作与控制、信息综合分析与智能告警、运行管理、辅助应用。
3.2 运行监视
通过可视化技术，实现对电网运行信息、保护信息、一、二次设备运行状态等信息的运行监视和综合展示。包括运行工况监视、设备状态监测、远程浏览。
3.3 操作与控制
实现智能变电站内设备就地和远方的操作控制。包括顺序控制、无功优化控制、正常或紧急状态下的开关/刀闸操作、防误闭锁操作等。调度（调控）中心通过数据或图形通信网关机实现调度控制、远程浏览等。
3.4 信息综合分析与智能告警
通过对智能变电站各项运行数据（站内实时/非实时运行数据、辅助应用信息、各种报警及事故信号等）的综合分析处理，提供分类告警、故障简报及故障分析报告等结果信息。包含站内数据辨识、故障分析决策、智能告警。
3.5 运行管理
通过人工录入或系统交互等手段，建立完备的智能变电站设备基础信息，实现一、二次设备运行、操作、检修、维护工作的规范化。包括源端维护、权限管理、设备管理、定值管理、检修管理。
3.6 辅助应用
通过标准化接口和信息交互，实现对站内电源、安防、消防、视频、环境监测等辅助设备的监视与控制。
4 一体化监控系统结构
4.1 系统结构
智能变电站一体化监控系统由站控层、间隔层、过程层设备，以及网络和安全防护设备组成，各层设备主要包括：
站控层设备由监控主机、数据通信网关机、图形通信网关机、数据服务器、综合应用服务器、操作员站、工程师工作站、PMU数据集中器和计划管理终端等组成。
间隔层设备由继电保护装置、测控装置、故障录波装置、网络记录分析仪及稳控装置等若干个二次子系统组成。
过程层设备由合并单元、智能终端、智能组件等构成。
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2013）16-0088-01
国家电网公司提出“十二五”期间为智能电网全面建设阶段，根据《智能变电站导则》的定义，智能变电站以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。
1 出厂前监造联调的意义及目标
虽然智能变电站已广泛投入运行，但是智能化保护装置的研发制造技术尚不完全成熟，根据智能变电站保护设计标准，IEC61850规约在保护自动化装置、监控系统的网络中得到了应用，但二次设备生产厂家对新标准的理解不尽相同，导致不同厂家生产的IED设备传输帧定义的不一致，存在通讯失效的现象，所以装置运到现场后经常会出现数据包丢失、保护采样出现飞点、通讯异常导致保护闭锁等问题，甚至需要二次设备生产厂家在施工现场修改程序。有时由于受现场工作环境、试验设备等条件的影响，无法进行修改程序或更换硬件等工作，这就势必影响调试进度，导致无法按时送电。因此智能变电站各系统之间设备的相互通讯是一个制约性问题，而智能保护装置、合并单元和智能终端本身的质量是调试过程是否顺利的关键，所以现场调试、维护人员必须在设备出厂前，对不同厂家的所有保护、监控等设备进行联合调试，将设备重大问题在出厂前解决掉。
2 联调试验的前期准备
2.1 联调需要的资料
1）全站二次图纸：联调试验需要按照实际变电站的联接方式去组网，所以资料中全站的二次图纸必不可少。在组网调试中为了方便查找、处理出现的光纤接线问题，二次图纸应绘制出信息起止点，将保护装置的虚端子信号在引出端注明对侧虚端子号，达到拔掉某一根光芯时，通过该图纸能查到影响哪些虚信号的传输。过程层传输GOOSE信号中的虚信号，经过交换机以“广播”的形式进行转发，如果是到交换机去被共享的虚信号，设计图上还应明确本信号被哪些装置的虚端子共享，完善的相对编号。
2）变电站实际主接线图：要进行全站遥控、顺控、五防等功能的调试，就需要先完善后台机主接线图，这就需要设计单位提供的一次设备图纸，并在联调前绘制出变电站实际一次主接线图，保护厂商技术人员根据此图提前输入后台监控系统。
3） 相关保定定值单：保护整定人员虽然没有实际一次设备参数，但是可以根据智能变电站的规划，提前准备好保护装置的调试定值，这样使联调试验更具有实效性；另一方面也校验了定值内容及定值单所列项目的正确性。
2.2 供电公司联调人员的安排及要求
1）施工单位二次安装人员：掌握光纤施工安装技术与工艺，光纤安装后的合格测试参数；学会各二次设备的使用技术，与二次设备试验仪器的连接与测试技术，整组测试技术；掌握各装置参数整定技术、定值传动测试技术；后台机信号全部测试完毕；智能终端、保护装置、合并单元等智能装置的全部虚压板按屏柜模型展视在后台机上，并按装置在屏柜上的相对位置分区布置，并做完善的功能测试。
2）变电检修试验二次设备检修人员：除掌握安装人员技术外，还应掌握变电站SCD文件、装置ICD文件备份技术，装置CID下装技术。
3）变电运行人员：掌握装置正常运行的外在表现、异常告警信号识别、保护动作信号识别；掌握后台机操作方法、一、二次设备异常及保护动作时后台机报文信号的识别。
4）调控中心定值整定人员：监督整定定值的传动试验，动作行为满足整定要求；保护装置虚实压板设计满足调度应用的投退操作。
3 联调的试验项目
3.1 继电保护系统调试
智能化的继电保护装置和常规保护装置的调试基本一致，不同之处在于采样输入方式、保护出口方式的实现及通道传输异常等方面的测试。主要项目包括对保护逻辑功能测试、SMV网采样的精度、GOOSE网络出口动作报文测试等，由于GOOSE网络相当于常规变电站中保护自动化装置的跳合闸回路，如果系统发生故障时GOOSE网络出现问题，就会出现保护报文无法正确传输而导致开关拒动情况，所以在这一阶段要特别注意对GOOSE网络的监视和检测。联调试验完毕后应提供保护功能调试记录，记录内容应包括所加采样值、保护动作内容、目标对象动作情况等。
3.2 计算机监控系统调试
计算机监控系统的调试应在根据全站SCD生成的全站装置CID正式版本文件配置完成后进行，主要包括遥测、遥控、遥信、顺控和一体化五防等功能的调试，是合并单元、测控装置、智能终端等设备单体调试完成基础上的功能联调。通过数字式继电保护测试仪模拟交流采样的输入、输出，检查测控装置采样接收、遥测功能的正确性和实时性；通过后台机的控制模拟操作，对试验室内模拟的一次设备对象进行监控操作，检查操作功能、闭锁及控制功能的正确性和实时性。联调试验完毕后应提供遥测、遥控、遥信、顺控和五防功能的调试记录，记录内容应包括所加采样值、信号到目标对象的传递、信号在后台机上的动作情况等。
3.3 网络状态监测系统调试
在智能变电站中过程层普遍采用以太网设计，因此网络通信的质量和性能决定了智能变电站运行的可靠性。网络状态监测系统主要由网络报文记录分析系统、网络通信实时状态检测设备构成，实现自动化系统网络信息在线检测功能。主要调试内容包括：检查交换机的VLAN配置和通信状态；对网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能测试；对网络报文分析功能的调试；网络通信实时状态检测功能调试等。
4 结束语
智能变电站二次设备系统出厂前的联合调试是保证变电站顺利建设的重要环节，也是检验智能变电站所使用的电气设备功能及性能是否满足相关标准、规程及设计要求的前期试验，是将设备重大问题掉解决在出厂前的重要手段。试验结果可作为设备现场调试依据，也为将来变电站运行维护提供参考资料。
参考文献
配电网设备运行状态监测基于温度、电流、湿度等特征量，主要监测配变接头温度、设备接头温度、低压柜出线电流、线路接头温度、电缆终端头及中间接头温度等。在需要进行温度监测的配电网设备上安装温度传感器，监测设备变化情况，达到预警值，就发出报警信息。配变接头温度监测，采用无线温度传感器实现接头温度监测，当配变接头发热时会被传感器感知，并将检测到的温升值通过无线传感器网络传输到后台处理系统进行处理、展示、告警。低压柜出线电流监测，采用不同规格的低压配电综合传感器节点，实现三相线路的电压电流在线监测，同时可监测空气开关的触头温度。线路接头温度监测，采用无线温度传感器实现配电网线路接头温度的在线监测。
1.2运行环境状态监测
配电网运行环境监测基于温湿度、水浸、水位等特征量，主要监测站所室内及柜内环境温湿度、站所渗漏水、电缆沟水浸状态、水位状态等。站所室内及柜内环境温湿度在线监测，按需安装相应的无线温湿度传感器，实现室内及柜内环境温湿度在线监测。站所渗漏水监测，在室内合适位置安装水浸传感器，检测站所渗漏水。电缆沟水浸状态、水位状态监测，在站所的电缆沟内布置水浸传感器，实现电缆沟的水位、水浸状态监测。
1.3安全防护
配电网安防基于开启状态、烟感、振动等特征量，主要监测站所门、电缆盖板状态、烟感、杆塔外力破坏、杆上配变防盗等。站所、柜
门状态监测，采用无线门磁传感器实时监测各类设施的门开关状态和动作次数，并辅以无线振动监测，判断是否存在各设施门遭外力破坏的情况。电缆沟盖板状态监测，采用在电缆沟盖板在安装门磁传感器方式，监测电缆沟盖板是否有异常打开的行为。站所烟感监测，在室内部署感烟传感器，实现室内烟感在线监测，实现火灾预警或告警。杆塔防外力破坏监测，采用在杆塔上安装倾斜传感器和相对位移传感器等，实现防外力破坏监测。杆上配变防盗，在杆上配变及台架上选择合适位置安装防盗螺栓传感器节点、张力传感器，实现配变防盗检测。
1.4系统构成
系统架构采用典型的三层架构，在感知层采用的是基于统一信息模型的各类传感设备，采集设备状态量和环境信息，在网络层遵循统一通信规约，按统一的标准协议实现传感器数据的传输，应用层建立配电网状态监测系统平台，综合分析和判别多种传感器的感知信息，过滤无效信息和各种错误信息，形成可信告警判据，正确判断设备异常、环境异常和破坏、盗窃等行为，并及时发出预警信号，构建运行状态监测、运行环境监测、综合安防、预警报警、分析统计、在线查看、历史数据查询等功能模块。
2实际应用
2.1配电站所现场配置
在10kV水曲巷站、观湖铂庭站等配电站所按照方案进行配置，综合各类监测数据进行综合判断，实现设备温度监测、环境温湿度监测、门状态监测、低压出线开关电流与温度监测、电缆沟水浸、水位监测。
2.2架空线路及配变
在10kV中央线进行试点，在柱上开关、柱上配变等设备的接头上安装温度传感器以实时检测其工作温度，同时在柱上配变安装防盗螺栓传感器节点、张力传感器，在电杆上安装倾斜传感器和相对位移传感器等以检测其是否受到外力冲撞而倾斜，保障架空线路的正常运行。以柱上配变为例，在配变台架上布设2个防盗螺栓节点，在配变上布设电子围栏、张力传感器用于检测外力拉扯、割断电子围栏的钢丝等破坏行为，一旦发生外力破坏、盗窃，或者敲击变压器安装底座、拆卸防盗螺栓等行为将会触发现场告警，同时该告警事件也会被传输到监测平台触发告警事件。
2.3电缆管沟
电缆管沟内的破坏事件包括盗窃井盖、盗割电缆、倾倒垃圾等，而这些破坏行为均需要打开电缆管沟盖板，在盖板上安装门磁传感器，监测电缆管沟盖板是否有异常打开的行为，一旦出现未经授权打开电缆管沟盖板的行为将触发告警信号。
2.4网络通信
在通信方面，既要保证信号传输可靠性，也要考虑实施便利和投资经济性，因此在配置时因地制宜采用了不同的通信方式。配电站所：已有光纤网络的，采用以太网无线数据基站接入EPON网络的ONU，进行数据传输。光纤网络未实施的，依据现场条件选择不同的无线方式进行通信。架空线路：杆塔及设备上的传感器，数据上传至在杆塔上的无线数据基站，数据传输一般采用光纤通信方式，基站安装在具备ONU的杆塔上，其他基站通过多条网络方式将数据发送到该基站。
3平台功用
3.1系统告警及处理
现场按照一定的策略部署温湿度、位移、水浸等传感器，及时采集现场异常工况信息，平台通过信息融合和综合分析功能，对监测到的各种信息进行综合分析和判别，过滤无效信息和各种错误信息，触发平台预警、告警信息。经人工干预下的报警确认后，通过平面布置图实现报警点定位，启动后续工作流程和预案，设备运维人员介入，实现状态监测的目的。
3.2统计报表及历史数据查询
系统可按设备名称、型号等参数对设备的所有监测数据进行统计分析，并可以报表形式展现，分析设备某段时间内的运行状态。查询历史监测数据、历史数据曲线、历史数据变化趋势曲线、历史数据K线图等图表，用于后期深入分析判断。
4改进方向
4.1配电网设备全过程管理
利用物联网射频标签对配电设备信息的智能采集、自动识别，从而实现设备入网、竣工、投运、维修、退役的全过程管理，辅以实时监测、辅助决策等功能，为有效提高设备管理水平提供技术支撑。
4.2配电网地下管网管理
随着城市电力线路、电缆化工程的推进，地下管线逐渐趋向于复杂化，采用物联网RFID技术等，实现电缆及管线的智能标识，通过识别装置实现电缆及管沟的巡检与运行状态查看、防外力破坏，促进配电网地下管网管理水平的提升。
1总体框架
安全监管与应急管理平台由前端数据采集层、数据传输层、控制管理层、应用层四个部分组成。
1)数据采集层:数据采集层由前端视频网络摄像机、传感器等数据采集器组成，主要负责获取视频图像及周边数据。
2)数据传输层:数据传输层由内部传输网络及外部传输通道组成，负责视频监控数据的传输和交换。内部传输网络由电网企业的局域网组成，外部传输通道由前端有线、无线监控设备、以及运营商到电网企业的专用数字电路组成。
3)控制层:控制管理层由核心服务器、流媒体服务器、电视墙控制等组成，接受和处理客户端请求，负责系统的业务逻辑处理以及提供各类应用服务。
4)应用层:应用层由客户端、解码服务器及大屏组成，提供给用户交互操作接口，供用户访问系统，主要负责视频图像输出显示及切换控制等。
2工作原理
安全监管与应急管理平台采用先进的在线监测、传感器技术、数字处理技术、无线通信技术［2］，通过安装在杆塔、变电站等电力设备上的多种传感器，以及生产、基建施工现场、应急现场等的视频监测装置，远程在线监测、监视电力设备、施工现场的运行状态及设备周围的环境状况，当电力设备或设备周围现场发生异常时，如:山火、覆冰、倒塔、断线等，传感器和视频监测装置等前端设备能在第一时间自动采集、并向上级远方监控管理中心发送数据、语音、视频等监测信息和报警信息，使运行人员在远方监控中心可及时直接了解设备运行状态，直接对现场进行监听、监视，提前感知潜在或正在发生的威胁，将外力破坏、故障缺陷消灭在萌芽状态。
2.1前端设备
安全监管与应急管理平台集成了新建的便携式(车载)视频、单兵视频、杆塔视频监控系统，以及建设在用的变电站视频、电缆隧道视频监控系统。
1)杆塔视频监控杆塔视频监控设备可以实时监控铁塔线路上的具体线路情况，如覆冰、山火、人为外力破坏等情况，通过无线3G网络信号将杆塔视频回传至主站系统。视频传输方面，为了保证视频传输速率不受损失，在3G无线通信装置中对网络摄像机采取CIF格式的视频图像分辨率，帧率为25F/s，码流量为128Kbps。设备供电方面，采用一台日均发电量1800W的MAX600W五叶高效风力发电机、一块日均发电量1440W的太阳能板、8块放电量为13000W的200AH蓄电池构成供电系统保证视频监控设备7*24小时运行。
2)便携式(车载)视频监控系统采用了国际领先的数字视音频编解码算法，同时结合无线网络传输、GPS定位、系统集成控制、数据存储等多项技术。视频传输方面，为了保证视频传输速率不受损失，在3G无线通信装置中对网络摄像机采取CIF格式的视频图像分辨率，帧率为25F/s，码流量为128Kbps。设备供电方面，在车内可以使用车辆的电源，选配锂电池，保证脱车情况下8小时系统供电。
3)单兵监控系统是针对巡检、检修、抢修等单人便携式监控需求而提供的解决方案。视频传输方面，为了保证视频传输速率不受损失，在3G无线通信装置中对网络摄像机采取CIF格式的视频图像分辨率，帧率为25F/s，码流量为128Kbps。设备供电方面，单兵系统那个采用内置式锂电池供电，能够保证至少4小时的持续工作时间。
4)建成在用的变电站、电缆隧道视频前端设备通过电网企业局域网络将视频信号传输至变电站、电缆隧道视频系统平台。安全监管与应急管理平台通过协议或SDK，抽取和调用变电站、电缆隧道视频系统平台存储的视频数据，集成已有的变电站、电缆隧道视频监控功能。
2.2传输网络
视频监控平台带宽需求与分辨率和帧率两个因素密切相关。一路视频流占用带宽的大小则决定于其芯片的处理能力、分辨率大小、图像效果等因素。通常情况下，压缩格式为H.264、分辨率为720×576、标准画质下的视频流是2Mbps。传输带宽计算主要有两部分，一部分为前端设备上传的视频流，另一部分为中心服务平台向客户端分发的视频流。安全监管与应急管理平台所需传输网络的带宽为:M×N。其中，N为同时要预览的并发视频路数，即前端视频监控设备的数量，M为当前传输码流，在标准画质下，M=2Mbps，同时，还应考虑到传输网络的不稳定因素，适当增加传输网络的设计带宽。
2.3系统
应急指挥系统采用微软SharepointPortalServer开发实现，后端采用SQLServer数据库，可以部署在Windows/Linux等多种操作系统平台。微软SharePointPortalServer使得企业能够开发出智能的门户站点，这个站点能够无缝连接到用户、团队。因此能够更好地利用业务流程中的相关信息，更有效地开展工作。SharePointPortalServer提供了一个企业的业务解决方案，它利用了单点登录和企业应用程序集成功能，以及灵活的部署选项和管理工具，将来自不同系统的信息集成到一个解决方案中。
3系统功能
1)视频监控:通过固定的前端监控设备实现对变电站、输电线路的视频监控，通过移动的前端设备实现对突发事件现场的视频监控。
2)巡检功能:巡检功能包括地图巡检、输电线路巡检、变电站巡检。
3)联动报警:在变电站、输电线路等周围，当有不满足事先定制的规则的事件发生时，探测器和报警装置将触发告警信号。安全监控与应急管理平台将集成多种报警子系统，并对报警设备进行控制和管理。实现防盗报警、报警联动、音视频提醒等一体化、集成化的安防管理;使整个系统为一个有机的整体，充分提高企业的技防水平。
4)视频智能分析:安全监控与应急管理平台提供视频故障诊断、事件检测(如物品丢失/遗留、逆行等)、区域警戒等实时视频只能分析功能。配合使用专业的山火视频检测设备，还可以实时侦测山林起火事件，保证输电线路的安全。安全监控及应急管理平台的建设、深度运用，节省人力、物力等方面的资源，推进企业信息化向信息化企业的转变。
4存在的问题
1)网络带宽易成为瓶颈，建成在用的变电站、电缆隧道视频监控采用有线传输方式，在电网企业1000M的局域网内部，视频能够稳定传输。新建的杆塔、单兵、移动等视频监控，采用了3G无线传输方式，比较依赖电信营运商的网络建设，网络带宽容易成为阻碍系统应用的瓶颈，在网络覆盖较差的边远山区、应急现场，视频传输质量较差。
2)企业运营成本增加。
3)前端设备运维复杂度加大。
变电站综合自动化系统是以计算机技术为基础，以数据通讯为手段，以信息共享为目标，通过利用先进的通信技术、电子技术、计算机技术和信息处理技术等实现对变电站的继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置、微机五防、远动装置等设备的功能进行重新组合优化，实现对变电站的主要设备和线路运行状况的实时监控、测量，从而完成变电站运行监视和自动控制任务。
一、变电站综合自动化系统的优越性
变电站综合自动化系统具有功能综合化，结构微机化，操作监视屏幕化，运行管理智能化等特点，它替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次系统，提高了变电站运行稳定性，实现了减员增效，提高了经济效益，是供电系统实现向电力客户提供高质量电能的一项重要技术措施。
1、提高供电质量，提高电压合格率；
2、提高了电力系统的安全、可靠、稳定运行水平；
3、减少变电站运行维护工作量；
4、变电站实现了无人值班目标。
二、变电站综合自动化系统的功能
变电站综合自动化系统的基本功能主要包括：数据采集、数据计算和处理、越限和状态监视、开关操作控制和闭锁，与继电保护交换信息、与自动控制的协调和配合、与变电站其他自动化装置交换信息和与调度或集控中心通信等，主要体现在微机保护、安全自动控制、远动监控、通信管理四大子系统中，它具有遥测、遥控、遥信、遥调等功能。
三、35kV变电站综合自动化系统的特点及应用
变电站综合自动化系统主要有分层分布式、集中式、分布式系统三种结构模式。当前，国网典设35kV变电站一般按无人值班变电站设计，继电保护采用全微机型，装设一套变电站综合自动化系统，由县调负责控制、调度和管理。35kV变电站综合自动化系统基本采用分层分布式开放性网络结构，实现变电站的控制、测量、报警、操作闭锁、调度系统通信和变电站的某些管理功能。网络分成站控层和间隔层两层，站控层设备主要包括主机兼操作员站、远动主站、公用接口装置、打印机、GPS对时装置和网络系统等。新建变电站站控层数据库以及主接线图等按远景规划设置，便于以后扩建工程的实施；间隔层设备按一次间隔划分，间隔层各种设备和器件应达到IEC60255抗电磁干扰标准。站控层网络采用IPC/IP协议的以太网，站控层网络采用单网配置；间隔层网络采用现场总线网或以太网，网络媒介采用屏蔽双绞线或光纤。
目前，35kV变电站10kV、35kV开关柜户内布置的一般把10kV、35kV线路、电容器组及母分备自投的测量、保护、测控、远动集成为一体的保护测控装置直接安装在开关柜上，通过现场总线由后台监控主机通过网络对他们进行管理和交换信息；而10kV开关柜户内布置、35kV一次设备户外布置的变电站一般把10kV线路、电容器组及母分备自投保护测控装置直接安装在开关柜上，35kV线路保护测控装置采用集中组屏安装在控制室内；重要保护如35kV主变保护测控一般采用保护和测控装置单独组屏，安装在控制室内；其他自动装置如低周低频减载、备自投、故障录波、PT并列装置、自动重合闸装置一般采用集中组屏，安装在控制室内，对设备的可靠性较为有利。另外还需配置公用测控屏和远动屏各一面，用于全站“四遥”量的采集和传送；直流系统、智能电度表等通过RS485或RS232与监控系统进行通信；计算机监控系统具备防误闭锁功能，能完成全站防误操作闭锁；监控系统内部通过以太网实现网络通信，当地监控主站系统实现SCADA基本功能，包括：实时数据采集，安全监视与控制，屏幕显示与操作，运行记录，制表打印以及画面拷贝等功能。
分层分布式结构主要优点是各装置相对独立，便于设计、安装、调试和管理；装置就地安装减少设备占地面积，节约了控制电缆，减少了电缆传送信息时的电磁干扰；装置组态灵活，方便检修维护和扩展，具有很好的可靠性；大量现场工作可由设备制造厂家独立完成，分层分布式结构模式代表了变电站综合自动化技术的发展方向。
四、变电站综合自动化系统的现状和问题
当前，变电站综合自动化系统已具备装置灵活、通信功能强大、能自动检测和自我诊断、现场免调以及具有间隔管理功能、完整的事件记录、能就地、远控操作和具有通用硬件平台、易升级，扩展性强等功能，基本上满足用户的不同需求，但在生产运行中还难免会存在一些问题：
1、变电站综合自动化系统的设计目前还没有统一的标准，不同的生产厂家有不同的设计模式，相同功能的产品还无法通用，给变电站运行维护和管理也会带来许多问题。
2、组织模式选择的问题
如果一个变电站综合自动化系统结构选择合适的话，不仅可以节省投资、节约材料，而且由于合适的系统其功能全、质量高、可靠性高、运行稳定，也能为运行维护提供不少便利。
3、运行维护方面的问题
目前，变电站综合自动化设备大部分维护工作依然依靠厂家来处理，各供电公司在综自专业管理上几乎没有专业队伍，设备缺陷只好通知相应的厂家来处理，往往会有厂家扯皮的现象，或者可能因厂家路途遥远，即使立即出发也会造成时间的耽搁，从而造成缺陷处理不及时影响系统安全运行等问题。
五、变电站综合自动化系统的发展与未来
在多年的生产运行及科学实践中，变电站综合自动化系统在我国已经取得了非常明显的效果，对提高电网的安全稳定经济运行发挥了重要的作用。随作新技术的不断发展，数字化智能变电站已不断投入运行，它比一般变电站设计减少了二次接线，提升了测量精度，提高了信号传输的可靠性，避免了电缆带来的电磁兼容、传输电压、二点接地等问题，使得变电站各种功能可共享统一的信息平台，使得变电站自动化运行和管理得到进一步的提高。未来，变电站综合自动化系统将朝着更加智能的方向发展：
1、实现整个系统的数字化、集成化、规范化。
2、从集中控制、功能分散型向分层网络型发展。
3、统一的技术标准。
4、遥视系统的应用。
遥视系统能够将变电站内采用摄像机拍摄的视频图象远距离传输到调度或集控中心，使主站的运行、管理人员可以借此对变电站电气设备的运行环境进行监测，以保证无人值班变电站的运行安全。
5、蓝牙技术的发展应用。
蓝牙技术是一项发展中的技术，该技术具有小功率、微型化、低成本以及与网络时展相适应等的特点。
