第四章 输电线路的保护与监控
第四章输电线路的保护与监控
第一节输电线路的保护与监控配置
一、输电线路的故障及其危害
1．常见的故障及其后果
输电线路运行中最常见和最危险的故障是各种类型的短路（三相短路、两相短路、两相接地短路和单相接地短路）。此外也偶尔出现一相断线和两相断线故障。输电线路发生故障可能引起下列后果：
1）短路点通过很大的短路电流，因而引起电弧，使故障进一步扩大。
2）强大的短路电流使短路回路中的电气设备可能遭到破坏。
3）可能造成人身伤亡。
4）可能影响电力系统的稳定运行。
5）使用户的正常供电遭到破坏。
2．输电线路不正常运行的状态
输电线路常见的不正常运行状态有过负荷、过电压、频率降低、中性点不接地系统的单相接地等。短时的不正常状态一般不会造成严重影响，长时间存在不正常状态则可能损坏设备或发展成故障。因此，对不正常状态必须及时告警、及时消除。
二、输电线路微机保护的配置
根据输电线路的电压等级及重要程度，可选用如下保护：①反映相间短路故障的电流保护；②反映接地故障的保护；③反映阻抗变化的距离保护；④反映被保护线路两侧电气量的高频保护、光纤纵差保护。
35kV及以下的小接地电流系统中，线路上应装设反映相间故障和单相接地故障的保护装置。当发生相间故障或接地故障时，保护装置应保证动作。对相间故障，一般装设电流保护；对于双侧电源供电，还可设置方向电流保护。
110～220 kV的中性点直接接地系统中，线路上应装设反映相间故障和接地故障的保护装置。根据不同情况可能设置不同的保护，如单电源辐射型电网中反映相问故障，可装设无时限和带时限的电流保护作主保护，带阶段时限的过流保护作后备保护；当选择性、灵敏性及速动性不满足要求时，则装设距离保护。双电源线路上，如要求全线速动切除故障时，应装设高频保护或光纤纵差保护作主保护，距离保护作后备保护；对于单相和多相接地短路故障，一般装设带方向性的或不带方向性的零序电流保护等。
330～500kV电力网中对继电保护的配置和技术要求，应考虑以下几个问题：①系统一次接线的特点及装设串联补偿电容器和并联电抗器等设备所带来的影响。②由于线路电压升高和长度的增加，采用分裂导线将使线路分布电容明显增加。电容电流将使线路两侧电流大小和相位发生变化，而在短路处分布电容引起的暂态过程将产生高频振荡而影响高频相差保护的正常工作。③由于继电保护动作速度快（一般不大于0．04S），又由于大型机组与超长线路等影响以及二次回路的暂态过程的影响，造成系统的时间常数增大，暂态过程时间长，对继电保护的影响更为严重。具体表现为，暂态引起的谐波分量影响反映正弦量而动作的继电器；保护的动作是在暂态过程中进行的。④高频信号在长线路上的延时较长、传输衰耗较大以及通道干扰电平较高所带来的影响。⑤输送功率大，稳定问题严重，要求保护装置可靠性高，动作快。因此，对330～500kV线路，一般情况下，宜装设两套全线速动主保护。对相间短路还应装设带方向的阶段式距离保护装置。在保护安装处，电流速断保护有1.2以上灵敏度时，可以装设电流速断作为辅助保护。对于接地短路还应装设带方向的阶段式零序电流保护或辅之以阶段式零序电流保护的阶段接地距离保护。总的来说，超高压输电线保护还是以高频保护、距离保护为主，采用微波通道传输信号（微波保护）,同时，用计算机实现各种功能的保护也得到了应用。
第二 节 输电线路继电保护
一、输电线路的电流保护和方向电流保护
在中低压输电线路中，对于单电源辐射型网络通常设置三段式电流保护，有时为了增加保护的灵敏度可设置低电压起动的过电流保护；对于双电源输电网络，为了保证保护动作的选择性通常设置带方向的过电流保护。
1．三段式电流保护整定原则。
三段式电流保护分别称为电流速断保护、限时电流速断保护和定时限过电流保护。电流速断保护应躲过下一条线路出口处发生三相短路所发生的最大短路电流。由于其动作时间整定为零秒，为防止其在线路上管型避雷器放电时误动，微机保护通常在电流速断保护中设置可以独立整定的延时时间。限时电流速断保护和相邻线路的电流速断保护配合，整定值躲过相邻线路电流速断保护范围末端短路时所产生的最大短路电流，动作时间也与相邻线路电流速断保护的动作时间配合，如果限时电流速断保护不能保护本线路的全长或者说灵敏度不满足要求，则与相邻线路的限时电流速断保护配合。对于定时限过电流保护，要求其不仅能够保护本线路的全长，而且要求也能保护相邻线路的全长，以起到后备保护的作用。其起动电流按躲过最大负荷电流来整定，同时相邻线路定时限过电流保护的灵敏度也要相互配合，即对同一故障点而言，要求越靠近故障点的保护应具有越高的灵敏度，且其动作时间应比相邻线路的定时限过电流保护的动作时间大一个级差t ?。
2．电流保护的接线方式。
对于110kV 及以上线路，电流保护采用完全星形的接线方式，可以反应所有相间短路和接地短路故障；对于35kV 以下线路由于系统的中性点不直接接地，所以通常为不完全星形接线；当电流保护作为相邻变压器的后备保护时，如果灵敏度不满足要求，通常采用两相三继电器的接线方式。在微机保护中，这种接线方式可以反映在保护的算法中。
3．方向元件软件原理。
三段方向电流保护的方向元件，可以由软压板选择正方向、反方向动作方式。这里仅以正方相为例说明方向元件原理。
为了保证在各种相间短路故障时，方向元件能可靠而灵敏动作，微机保护的方向元件的“接线方式”（指软件的接线方式）仍然采用90°接线方式。例如A 相方向元件（称DA 元件）电流量j I 取a I ，电压量j U 取bc U ，电流量与电压量的相位差为j ?。为了使方向元件具有最大灵敏度，类似模拟电路型方向保护，引入转移矢量K=e -j α，α角为方向元件内角。
并把a I ?αj e -称为A 矢量，bc
U 称为B 矢量，则绝对值比较方向元件的正方向动作方程式以下式表示 B A B A
-≥+ （4－1） 当a I 落在最大灵敏线M 方向时，a I K 矢量落在bc
U 方向附近，B A +取最大值，B A
-取最小值，方向元件处于最灵敏状态。矢量图如图4-1（a ）所示。
图4－1 方向元件矢量分析
如果方向元件内角α取30°，而35KV 线路阻抗角L ?=600，显然上述方向元件在j ?=900-L ?时，A
和B 矢量取同方向，保护具有最大灵敏度。由于微机保护可利用软件十
分方便地完成移相和相位比较，因此在微机保护中采用相位比较式方向元件要比绝对值比较方式简单得多。在微机保护中相位比较式方向元件，就是利用采样计算结果，比较方向元件电流量j I 和电压量j U 的相位角，检查其相位差角是否在正方向的取值范围内。
实际上，用数字运算逻辑判断实现的方向元件在动作区内都一样灵敏，因为方向元件在动作区内的动作几乎不消耗输入回路功率。此外，在微机保护只能实现一些特殊功能也显得十分方便。例如，在方向元件判断正方向后，置DA 标志位为“1”，而在方向状态记忆后，可用软件方式控制其有效时间，例如3s 后置DA 标志位为0，其记忆作用就“消失”了。这样，对反方向的故障（如故障未能切除），装置就可能动作。如此按排正好可以使保护有反方向的后备保护功能。
4．低电压闭锁作用
由于电流保护的灵敏度可能会不满足要求，在线路较短或系统运行方式变化比较大时，电流速断的灵敏度会难以满足，另外定时限过电流保护的远后备灵敏度也会出现不满足要求的情况，当采用低电压闭锁的过电流保护时，可以适当降低电流元件整定的动作值，从而提高整套保护的灵敏度。当保护范围内故障时，电压元件和电流元件均动作，保护动作，断路器跳开，两者之一动作时，保护不会动作。为防止电压互感器二次侧断线时电压元件误动，应该有TV 二次断线闭锁元件。
5．三段式方向电流保护程序逻辑原理
一般微机保护装置可通过设置决定各段保护或其他功能的投切。图4－2所示为低电压闭锁方向限时电流速断保护逻辑框图。
在微机保护中有两种定值，一种是开关型定值，一种是数值型定值。开关型定值常用定值字符表示，如d10＝ON 表示限时电流速断投入，H90＝OFF 表示Ⅱ段电流保护方向元件退出。其中ON 和OFF 为开关型定值，在逻辑图中输入分别表示为“1”态和“0”态。数值型定值set .1I 是限时速断定值，set a I I .1>表示a I 超定值，超定值时对应输入表示为“1”态。
set U 是低电压闭锁定值，当set ab U U >对应输入表示为
“1”态；当set ab U U <低电压动作时，对应输入表示为“0”态。
如图4－2所示，在低电压闭锁H65＝ON 和TV 断线闭锁H6C ＝ON 均投入时，当正常运行时set ab U U >及set ca U U >，或TV 断线，则非门Z1被闭锁而输出“0”态，与3也就输出“0”态，即A 相Ⅱ段不动作。故障情况下set ab U U <或set ca U U <；，与1和与2均输出“0”态，Z1闭锁解除，如DA ＝1正方向元件动作，此时只要满足set a I I .1>和D10＝ON ，H1和与5输出“1”态，限时电流速断延时启动并经整定时间set t .1延时，保护动作发出F01信号，经或门H2发出跳闸命令。
图4－2 低压闭锁方向电流Ⅱ段保护逻辑框图
一般在线路保护装置中还带有以下功能：
（1）TV 断线检测。当TV 断线时，装置中方向元件、电压元件均可能误动作，装置在检测
到TV 断线后，可根据预先设定的控制字选择退出带方向元件、电压元件的各段保护，或者退出方向、电压元件。TV 断线检测功能可以通过“模拟量求和自检”控制字来投退。
（2）低频元件。一般线路保护装置上还设有低频减负荷功能，利用低频元件，可以实现分散式的频率控制。当系统频率低于整定频率时，此元件就能自动判断是否切除负荷。低频减 荷功能逻辑中可设有滑差闭锁元件以区分故障情况和真正的有功缺额。
（3）小电流接地选线。当系统发生接地时，3U 0抬高，当装置感受到自产3U 0有突变且大于设定值，即记录当前的3U 0、3I 0。与此同时，母线电压互感器开口三角电压监视点向主站报送接地信号。主站则在接到接地信号后调取各装置内记录的 3 U 0、3 I 0量，计算后给出接地点判断。无主站系统时，单装置接地试跳判据为：合位时3U 0大于设定值，试跳分位后3U 0小于设定值，即判为本线路接地。
（4）过负荷保护。过负荷元件监视三相的电流，若其中一相的电流大于整定值，则保护装置可延时发信号。过负荷报警与跳闸的选择由控制字选定。动作条件为：
set L ph I I .)max( （4－2）
式中I ph ─各相的相电流
set L I .—过负荷电流定值。
(5)输电线路自动重合闸（ARC ）。 在电力系统的各种故障中，输电线路（特别是架空线路）发生瞬时性的故障约占总故障次数的 80％－90％以上，多年运行资料统计表明，重合闸成功率可达60％－90％，可见自动重合闸是保证电力系统安全运行、可靠供电、提高电力系统稳定的一项有效措施。微机保护不需增加硬件就－可完成重合闸功能
二、输电线路的零序方向电流保护
（一）保护电流元件配置及整定原则。微机型零序电流方向保护在许多基本原则上与常规的零序电流方向保护一致。零序电流方向保护是反映中性点直接接地系统的线路发生接地故障时零序电流分量大小和方向的多段式电流方向保护。保护的零序电流元件可如下配置：全相时设置四个灵敏段，即Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段、Ⅳ段；非全相时设置两个不灵敏段，即瞬时动作的不灵敏Ⅰ段和带延时的不灵敏Ⅱ段。
灵敏Ⅰ、Ⅱ。Ⅲ段的整定原则。零序Ⅰ段：其动作电流躲过下一条线路出口处单接地或两相接地短路时可能出现的最大零序电流。零序Ⅱ段：其启动电流首先考虑和下一条线路零序电流Ⅰ段相配合，并带有一个动作时延，以保证动作的选择性。零序Ⅲ段：其启动电流原则上是按躲过下一条线路出口处相问短路时所出现的最大不平衡电流整定，同时还必须要求各保护之间在灵敏系数上要逐级配合，即本保护零序Ⅲ段不超过相邻线路上零序Ⅲ段的保护范围。上述三段式保护，当有分支时，还应计及分支系数。
（二）零序电流方向保护的软件。下面简单介绍零序电流方向保护软件的主要几个模块。
1．采样中断服务程序。该程序包括电压求和自检、电流求和自检及相电流差突变量启动元件DIl 。采样中断服务程序中需通过30U 突变量元件来完成TA 断线时闭锁保护，由于线路接地故障和 TA 断线都将使保护采样到0I 3 超定值，为了区分两者，可以利用TA 断线时无零序电压 3 U 0这一特征。但仅利用 3 U 0来区分是接地故障还是TA 断线，是不可靠的，因为在正常运行时 3 U 0的工频不平衡分量较大，故在保护采样中断服务程序中采用了 3 U 0突变量元件来鉴别
2．零序保护专用自检程序。零序保护专用自检程序中分为零序辅助启动元件及TA 二次断线检测两部分。零序保护不设静稳破坏检测元件，囚为系统振荡总是三相对称的，对零序保护不会产生影响。在专用自检程序中电压求和自检正常情况下，标志位YHCB ＝0，以后的程序流程中功率方向元件均用自产 3 U 0；在电压求和自检异常后置标志位 YHCB ＝l ，则改用来自开口三角形的3U 0，可使保护免受断线影响。零序保护的启动，除在采样中断服务程序中设置DIl 元件作为相电流突变量启动元件外，在专用自检程序中还设置了零序电流启动元件，它的判据是3I 0大于保护定值，启动时QDB ＝l 。
3．零序保护故障处理程序。零序保护逻辑程序可分为三块模块：快速动作部分、全相循环、非全相循环程序模块。任何一种高压线路保护都要求快速处理Ⅰ段范围内的严重故障，所以零序保护与距离保护一样配有快速动作部分程序模块。对于元件的Ⅰ段，一般装置的出口跳闸时间不大于40ms （包括继电器的固有动作时间）， 这就要求采用快速动作程序判断
出故障是否处于Ⅰ段。如果故障不在Ⅰ段范围内就首先进入全相循环程序模块。当保护与综合重合闸相配合，在单相重合闸期间程序才有可能进入全相循环模块。如果保护采用三相重合闸方式，则程序只在全相循环程序中循环处理。
三、输电线路微机距离保护
（一）．距离保护的构成
所谓距离保护，是指反应保护安装处到故障点之间的距离，并根据这一距离的远近而确定动作时限的一种保护装置。距离愈近，动作时间愈短，以保证有选择地切除故障线路。
实际上，距离保护装置测量故障点至保护安装处的距离是用阻抗继电器来实现的，即由测量保护安装处的电压电流的比值（Z ＝U/I ）获得的。距离保护装置将测得的阻抗与保护安装处至保护区末端之间的阻抗(即整定阻抗)进行比较，当测量阻抗大于整定阻抗时，保护不动作，而当测量阻抗小于整定阻抗时，保护动作，所以距离保护也可称为阻抗保护。
距离保护和前面讲述的电流保护相似，采用按照动作范围划分的具有阶梯时限特性的阶段式距离保护。通常采用三段式距离保护，分别称为距离保护的I 段、Ⅱ段和Ⅲ段。距离保护I 段和Ⅱ段共同作用，构成本线路的主保护。距离保护Ⅲ段是本线路的近后备保护和相邻线路的远后备保护。
结合图4－3所示电网，分析三段式距离保护的动作范围及其时限特性。设在断路器1QF ～3QF 上分别装设的距离保护装置1、2、3均为三段式距离保护装置。
（1）距离保护Ⅰ段。距离保护Ⅰ段和三段式电流保护的Ⅰ段相似，也不能保护本线路的全长。其保护范围为本线路全长的80～85％，动作时限为保护装置本身的固有动作时间。
保护1距离Ⅰ段的保护范围和动作时限1I t 及保护2距离Ⅰ段的保护范围和动作时限2I t 如图4
－3所示。 其中，1I t 、2I t 均为保护装置本身的固有动作时间。
（2）距离保护Ⅱ段。为了切除本线路末端15％～20％范围内的故障，相似于三段式电流保2 图4－3 距离保护保护范围及时限特性
护的考虑，距离保护Ⅱ段的保护范围为本线路的全长，并延伸至下一相邻线路距离保护Ⅰ段保护范围的一部分，动作时限应与下一相邻线路距离保护Ⅰ段的动作时限相配合，并大一个
时限级差。如图4－3所示， 1II t 、2II t 分别为保护1、保护2距离Ⅱ段的动作时限。
（3）距离保护Ⅲ段。距离保护Ⅲ段是本线路和相邻线路的后备保护，它的保护范围较大，其动作时限按阶梯形原则整定。即本线路距离保护Ⅲ段应比相邻线路中保护的最大动作时限大一个时限级差。
如图4－3所示，保护1距离Ⅲ段的动作时限比保护2距离Ⅲ段动作时限大一个t ?。
即：12III III t t t =+ （4－3）
（二）．阶段式距离保护的主要元件
从硬件方面讲，阶段式距离保护功能的实现，在常规型保护中，通常采用多个继电器组成独立的距离保护装置；而在微机型保护中，通常采用一个独立的CPU 系统或者和其它保护共用一个CPU 系统来实现，它只是保护装置中的一个局部。从保护构成的基本原理讲，无论是常规型距离保护，还是微机型距离保护其构成的逻辑原理相同。通常包含有以下主要元件及回路：起动元件、测量元件、时间元件、逻辑判别回路、振荡闭锁元件、电压互感器二次回路断线检测等。图4－4所示为三段式距离保护的构成原理框图。
图4－4 三段式距离保护的原理框图
（1）起动元件。起动元件的作用是判断被保护线路是否发生故障。当被保护线路发生短路时，起动元件立即动作，起动保护装置。常规型保护装置通常采用电流继电器、阻抗继电器或负序电流继电器作为起动元件；微机型保护装置采用专用程序段来实现，通常采用相电流突变量或负序电流突变量算法实现。
（2）测量元件。测量元件的作用是测量故障点到保护安装处阻抗的大小（距离的长短），判别故障是否发生在保护范围内，决定保护是否动作。阶段式距离保护对应有各阶段的测量元件，分别用于判断故障是否发生在本保护段的保护范围内。图4－4中，I Z 、II Z 、III Z 分别表示距离保护Ⅰ段、Ⅱ段和Ⅲ段的测量元件。常规型保护装置通常采用阻抗继电器实现，微机型保护装置通常采用不同原理编制的专用程序段实现。
（3）时间元件。时间元件用来实现阶段式距离保护各保护段的动作时限。图4－4中 I t 、II t 分别表示距离Ⅱ段和Ⅲ段的动作时限。常规型保护装置通常采用时间继电器实现，微机型保护装置通常采用专用的延时程序段来实现。
（4）振荡闭锁元件。振荡闭锁元件是用来防止电力系统振荡时引起距离保护的误动作。在电力系统正常运行或发生振荡时，该元件将保护闭锁；而当电力系统发生短路时，该元件解除闭锁开放保护。所以，振荡闭锁元件又可称为故障开放元件。
（5）电压互感器二次回路断线闭锁元件。电压互感器二次回路断线闭锁元件是用来防止电压互感器二次回路断线时距离保护误动作的。当出现电压互感器二次回路断线时，该元件将保护闭锁，同时发出告警信号。
（6）逻辑回路。逻辑回路用以分析、判断保护是否动作、怎样动作发出跳闸命令。常规型保护装置的逻辑回路通常由门电路和时间电路构成；微机型保护装置的逻辑回路通常由微型计算机系统来实现。
阶段式距离保护工作原理如图4－4所示。正常运行情况下，起动元件、振荡闭锁元件、三段的测量元件均不动作，距离保护可靠不动作。当系统发生短路时，启动元件动作起动保护装置，振荡闭锁元件开放保护，测量元件测量故障点到保护安装处的阻抗在保护范围内，保护出口跳闸。
下面介绍距离保护软件的几个基本部分。
（三）启动原理
微机距离保护的启动元件要求在正常负荷状态下不启动，但在故障时则要求具有较高的灵敏度。常规保护常用负序电流启动元件，微机保护则通常采用电流突变量启动元件，或者将负序电流突变量和相电流突变量组成与门后输出，以保证纯振荡时不会启动。以图4－5所示相电流突变量为例，说明其算法为
N k N k N k k k i i i i i 2------=? （4－4）
式中i k —电流在某一时刻的采样值；
i k-N —比i k 早1个工频周期前的采样值；
i k-2N —比i k 早2个工频周期前的采样值;
k i ?—k 时刻电流的突变量；
N 一每周波采样次数。
图4－5 突变量起动元件原理示意图
若k 时刻发生故障，i k 为故障时刻电流，i k-N 及i k-2N 为故障前电流。从这时起k i ?有输出，当大于整定值时，开始启动计数。连续启动计数超过3、4次时，给出启动信号，置装置启动标志。式（4－4）的后一项N k N k i i 2---是为了防止系统频率偏移的影响。当频率偏移时，
i k 与i k-N 间有一个相角差，然而i k-N 与i k-2N 之间也有几乎相同的相角差，两者相减后基本上可以消除这一差异。同时，式（4－4）对系统静稳破坏引起的不平衡也有削弱的效果，只有在振荡周期很小时才会误启动。因此，将负序电流突变2i ?与之结合起来使用有很好的效果。
（四）故障处理程序
1．故障相别判断原理。故障处理程序的第一步是选出故障相别，在识别出故障相别后，将相应的电压、电流量取出，送至故障判别处理程序，只有故障相的阻抗才能正确反映故障点位置，这样可以节约大量的计算时间。故障选相判别的主要判明是接地短路（单相接地或两相接地）还是相间故障（两相短路或三相短路）。故障判断有不同的方法，下面仅介绍一种。图4－6所示为在发生各种故障时短路电流（仅故障分量）的相量图。 首先计算三个相电流差突变量的有效值，即AB I ?、BC I ?、CA I ?，并把它们分为大、中、小。如果有（大－中）<<（中－小）必定是单相接地。从图4－6(a)看出，当A 相单相
接地时，I A 最大，I B 、Ic 很小且接近相等，设AB I ?为大者，CA
I ?为中者，BC I ?为小者，因AB I ?与CA I ?相差不多，所以其差值很小，而CA
I ?比BC I ?大得多，故BC
CA CA AB I I I I ?-?<
图4－6 故障相相量图
（a ） 单相接地；（b ）两相接地；（c ）两相短路；（d ）三相短路
2．阻抗与故障距离测量原理
常规保护阻抗元件的动作特性通常以圆特性为基础，并直接按动作方程判别功能，而微机型距离保护中，充分利用微机的强记忆功能和快速计算能力，根据微分方程算法配合数字滤波器或采用傅氏算法，直接从故障参数中求出保护安装处到故障点的X ，R 值，再确定故障点是否处于动作区内。距离保护测量阻抗继电器采用多边形阻抗继电器。多边型阻抗元件动作特性如图4－7所示。动作特性是在六边形图形上叠加一个包含坐标圆点在内的一个小矩形的小区域，二者构成“或”门关系，从而使动作特性包含了圆点。
图4－7 多边形阻抗元件动作特性
在图4－7中，可以独立整定的有X S、R S、和α三个量。微机距离保护最容易实现多边形特性，因为通过阻抗计算求得X和R分量后和这样的动作特性相比较以判断是否在区内最方便。第二象限和第四象限的边界线均倾斜15°角，是因为tg15°≈1／4，实现最方便。为了提高线路避越负荷阻抗的能力，多边形的一边与实轴夹角选定为60°值的选择原则应以躲区外故障时的超越为准。阻抗计算方法可采用解微分方程法配合低通数字滤波的方法。
设置小矩形区域的目的是为了解决正方向出口故障的死区问题。出口短路时由于电压为零，X、R的计算值均接近零，其符号正、负不能正确表达短路方向。为此在非手合情况下调用故障前一周电压同故障后电流比相来判别短路方向，如为正方向则判断是否在图4－7所示的带偏移特性（小矩形）的区内。另外，对于手动合闸到故障线路，考虑到TV可能在线路上，不能用记忆方法，必须用偏移特性判断。
（五）微机距离保护的振荡闭锁问题
1．系统振荡与断路故障的区别。电力系统正常运行时，系统各电源间同步运行，各电源电动势间的相角差不变。当系统因故障切除时间太慢或遭受较大的冲击（如输送功率超过静稳定极限；非同期自动重合闸不成功等）时，并列运行的各电源间失去同步，系统发生振荡。但通常系统振荡若干周期后，可以被拉入同步，恢复正常运行。因此，保护在系统振荡时不允许动作。系统振荡时感受阻抗时能穿过距离保护动态阻抗特性区域，距离保护可能动作。由于系统振荡时不允许保护动作，因此在系统振荡过程中，只要不发生任何故障，就不应使保护动作于跳闸。显然，这种情况下，距离保护应设置振荡闭锁元件。
在系统发生振荡时，又发生短路故障，要求保护能切除故障。保护区分振荡和短路故障的原理是利用了系统振荡时保护装置的感受阻抗是不断变化的，而短路时的感受阻抗将有一个突变，此后不再变化这样一个特性。系统振荡时距离保护装置的感受阻抗轨迹，决定于两侧电源等值电动势的大小，是一条直线或圆弧。系统振荡时保护装置的感受阻抗特别是其电阻分量是不断变化的，变化速率取决于振荡周期。而被保护线路突然发生相间短路时，感受阻抗的电阻分量虽然也可能因电弧拉长而略有变化，但分祈计算表明，电弧电阻变化速率远小于最大可能的振荡所对应的电阻变化速率。为了进一步提高鉴别振荡和短路的能力，还利用了短路时感受电阻分量先有一个突变，而当振荡周期很长，在感受阻抗进入动作区时，电阻变化速率虽然也可能较小，但不会有突变。
因此，距离保护在振荡闭锁期间，又发生短路故障的判据是：
（1）感受阻抗的模值突变量。
（2）以后持续0．2s内感受阻抗的电阻分量基本不变。
（3）突变后阻抗值在Ⅰ段保护范围内。
2．振荡停息判据。判断振荡停息的判据是以下三类元件持续4.5s均不动作：
（1）六种相别（AB、BC、CA、AN、BN、CN）的Ⅲ段阻抗兀件；
（2）按静稳破坏整定的相电流元件；
按辅助零序电流整定的零序电流元件。
第三节输电线路的自动重合闸问题
一、输电线路自动重合闸的作用
在电力系统的各种故障中,输电线路（特别是架空线路）是发生故障几率最多的元件，约占电力系统总故障的90%左右。因此,采取措施提高输电线路的可靠性具有非常重要的意义。
就输电线路故障的性质，大多数是瞬时性故障，此类故障几率又是输电线路故障的90%左右。所谓瞬时性故障，就是在故障出现后，如雷电引起的绝缘子表面闪络、线路对树枝放电、大风引起的碰线、鸟害以及绝缘子表面污染等。输电线路继电保护快速动作，使相应断路器迅速跳闸，，故障点断电去游离，短路点的电弧立即熄灭，周围介质的绝缘强度也迅速恢复，故障便自行消除。此时，如果将输电线路的断路器合上，就能恢复供电，从而减少停电时间，提高供电可靠性。这种断路器的合闸，固然可通过运行人员手动操作进行，但由于停电时间长，效果并不十分显著。实际运行中，广泛采用自动重合闸装置将断路器合闸。这自动重合闸装置简称ARC 。
ARC 的主要作用如下：
1） 提高供电可靠性，减少线路停电次数，对单侧电源的供电线路尤其显著。
2） 提高电力系统并列运行稳定性，提高输电线路的传输容量。
3） 可纠正断路器本身机构不良、继电保护误动作以及误碰引起的误跳闸。
4） 自动重合闸与继电保护相配合，在很多情况下可以加速切除故障。
然而，输电线路还可能发生如倒杆、断线、绝缘子击穿或损坏等原因引起的永久性故障，在线路被断开后，故障仍然存在。在发生永久性故障的情况下，ARC 动作将相应断路器重合到永久性故障线路上，保护装置将断路器重新跳开，而ARC 装置将不在动作，我们称这种情况为重合闸不成功。这样必然给系统带来不利影响，主要表现在以下两个方面：
1）使电力系统再一次受到故障的冲击，对电力系统稳定运行不利，可能会引起电力系统的振荡。
2）使断路器工作条件恶化，因为在很短时间内断路器要连续两次切断短路电流。 为避免ARC 带来的不利影响，应该判别出故障是瞬时性还是永久性的。如果是瞬时性故障，ARC 应动作；如果是永久性故障，ARC 应不动作。然而，目前运行中的ARC 均不具有这一功能。
由于输电线路的故障大多数是瞬时性的，同时ARC 是保证电力系统安全运行、可靠供电、提高电力系统稳定的一项有效措施，并且具有投资很低、工作可靠等优点，因此在输电线路上ARC 获得了极为广泛的应用。DL400—91《继电保护和安全自动装置技术规程》规定，对 3kV 及以上的架空线路及电缆与架空混合线路，当具有断路器时，应装设自动重合闸装置；对于旁路断路器和兼作旁路的母联断路器或分段断路器，宜装设自动重合闸装置；对于低压侧不带电源的降压变压器以及母线，必要时也可装设自动重合闸装置。
衡量自动重合闸运行有两个指标：重合闸成功率和正确动作率。其意义为
总动作次数
动作成功的次数重合闸成功率＝ARC ARC 总动作次数
正确动作参数正确动作率＝ARC ARC ARC 的成功率一般在70％～90％。
ARC 按作用于断路器的方式，可分为三相重合闸、单相重合闸和综合重合闸。三相重合闸指的是线路上发生任何形式的故障时，均实行三相自动重合。当重合闸到永久性故障时，断开三相并不再重合；单相重合闸指的是线路上发生单相故障时，实行单相自动重合（断路器可分相操作）， 当重合闸到永久性故障时，一般是断开三相并不再进行重合；线路上发生相间故障时，则断开三相不进行自动重合。综合重合闸指的是线路上发生单相故障时，实行单相自动重合。当重合到永久性故障时，一般是断开三相不再进行重合；线路上发生相间故障时，实行三相自动重合，当重合到永久性故障上时，断开三相不再进行自动重合
二、对输电线路自动重合闸装置的基本要求
（1）自动重合闸装置应动作迅速，即在满足故障点去游离（介质绝缘强度恢复）所需的时间和断路器消弧室及其传动机构准备好再次动作所需时间的条件下，ARC 动作时间应尽可能短。因为从断路器断开到ARC 发出合闸脉冲时间越短，用户停电时间就可以相应缩短，
从而减轻故障对用户和系统带来的不良影响。
（2）在下列情况下，重合闸不应动作：
1）由值班人员手动操作或通过遥控装置将断路器断开时。
2）手动投入断路器，若线路上有故障，而随即被继电保护断开时。因为此时，可能是由于检修质量不合格、隐患未消除或保安接地线未拆除等原因所形成的永久性故障，因此再重合一次也不可能成功。
（3）除（2）所述情况外，当断路器由继电保护动作或其他原因跳闸后，重合闸均应动作。
（4）自动重合闸应优先采用由控制开关的位置与断路器位置的不对应原则来启动，即当控制开关在合闸位置而断路器实际上在断开位置的情况下，使重合闸启动（简称不对应启动方式）。除此之外，也可以由继电保护来启动重合闸（简称保护启动方式）。前者的优点是可以使因“误碰”跳闸的断路器迅速重合上，而保护启动方式却只能在保护动作的情况下才启动ARC，所以不能纠正由“误碰”引起的断路器跳闸。
（5）在任何情况下（包括装置元件损坏以及ARC输出触点粘住），ARC的动作次数应符合预先的规定。如一次ARC应该只动作一次。当重合于永久性故障断路器再次跳闸时，ARC 就不应再次重合。这是因为，当ARC多次重合于永久性故障时，会使系统多次遭受冲击，损坏断路器，并扩大事故。
在高压电网中使用的基本上是一次式ARC；只有在110kV及以下单侧电源线路中断路器断流容量允许时，才有可能采用二次式ARC，例如用在无经常值班人员变电所引出的无遥控的单回线上，或给重要负荷供电且无备用电源的单回线上。
（6）自动重合闸应能自动闭锁。当母线差动保护或按频率自动减负荷装置动作时，以及当断路器处于不正常状态，如操作机构中使用的气压和液压降低等，而不允许实现重合闸时，应将ARC闭锁。
（7）自动重合闸装置动作后，应能自动复归，准备好下一次再动作。对10kV及以下电压的线路，如当地有值班人员，为简化重合闸的实现，可以采用手动复归。采用手动复归的缺点是，当重合闸动作后，在值班人员未及时复归以前若又一次发生故障，则ARC将拒动。这种情况在雷雨季节和雷害活动较多的地方尤其可能发生。
（8）自动重合闸应能在重合闸动作后或重合闸动作前，加速继电保护的动作。ARC与继电保护配合，可以加速故障的切除，此时应注意：在进行三相重合时，断路器三相不同时合闸会产生零序电流，应采取措施防止零序电流保护误动作。
（9）在双侧电源线路上实现重合闸时，应考虑合闸时两侧电源间的同步问题。
三、软件实现的三相自动重合闸
我们已经知道，在使用三相自动重合闸的中、低压线路上，自动重合闸是由该线路微机保护测控装置中的一段程序来完成的，所以我们从重合闸的程序框图来认识重合闸的基本原理。如图4－8所示为重合闸的程序简图。
图4－8三相一次重合闸的程序流程图
从线路投运开始，程序就开始做重合闸的准备。在微机保护测控装置中，常采用一个计数器计时是否满20s（该值就是重合闸的复归时间定值，并且是可以整定的，为便于说明，这里先假设为固定值）来表明重合闸是否已准备就绪。当计数器计时满20s时，表明重合闸已准备就绪，允许重合闸。否则，当计数器计时未满20s时，即使其它条件满足，也不允许重合。如果在计数器计时的过程中，或计数器已计时已满20s后，有闭锁重合闸的条件出现时，程序会将计数器清零，并禁止计数。程序检测到计数器计时未满，即禁止重合。这个过程是模拟了电气式自动重合闸装置中的电容充放电原理来设计的，该原理在上面电气式重合闸装置中已做介绍。由于这个原因，所以在许多产品说明书中仍以“充电”是否完成来描述重合闸是否准备就绪。以后，我们把该计数器称为“充电”计数器。
1、重合闸充电（重合闸的准备动作状态）
线路发生故障，ARC动作一次，表示断路器进行了一次“跳闸→合闸”过程。为保证断路器切断能力的恢复，断路器进入第二次“跳闸→合闸”过程须有足够的时间，否则切断能力会下降。为此，ARC动作后需经一定间隔时间（也可称ARC复归时间）才能投入。一般这一间隔时间取15～25s。另外，线路上发生永久性故障时，ARC动作后，也应经一定时间后ARC才能动作，以免ARC的多次动作。
为满足上述两方面的要求，重合闸充电时间取15～25s。在非数字式重合闸中利用电容器放电获得一次重合闸脉冲。电容器具有充电慢、放电快的特点。因此该电容器充电到能使ARC动作的电压值应为15～25s。在数字式重合闸中（程序实现的重合闸），模拟电容器充电是一个计数器，计数器计数相当于电容器充电，计数器清零相当于电容器放电。
重合闸的充电条件应是：
（1）重合闸投入运行处正常工作状态，说明保护装置未起动。
（2）在重合闸未起动情况下，三相断路器处合闸状态，断路器跳闸位置继电器未动作。断路处合闸状态，说明控制开关处“合闸后”状态，断路器跳闸位置继电
器未动作。
（3）在重合闸未起动情况下，断路器正常状态下的气压或油压正常。这说明断路器可以进行跳合闸，允许充电。
（4）没有闭锁重合闸的输入信号。
（5）在重合闸未起动情况下，没有TV断线失压信号。当TV断线失压时，保护装
置工作不正常，重合闸装置对无压、同步的检定也会发生错误。在这种情况下，
装置内部输出闭锁重合闸的信号，实现闭锁，不允许充电。
2、重合闸的启动方式
重合闸的启动有两种方式：控制开关与断路器位置不对应启动和保护启动。
1）控制开关与断路器位置不对应启动方式
重合闸的位置不对应启动就是断路器控制开关SA（KK）处“合闸后”状态、断路器处跳闸状态，两者位置不对应启动重合闸。
用位置不对应启动重合闸的方式，线路发生故障保护将断路器跳开后，出现控制开关与断路器位置不对应，从而启动重合闸；如果由于某种原因，例如工作人员误碰断路器操作机构、断路器操作机构失灵、断路器控制回路存在问题以及保护装置出口继电器的触点因撞击振动而闭合等，这一系列因素致使断路器发生“偷跳”（此时线路没有故障存在），则位置不对应同样能启动重合闸。可见，位置不对应启动重合闸可以纠正各种原因引起的断路器“偷跳”。断路器“偷跳”时，保护因线路没有故障处于不动作状态，保护不能启动重合闸。
这种位置不对应启动重合闸的方式，简单可靠，在各级电网的重合闸中有着良好的运行效果，是所有自动重合闸启动的基本方式，对提高供电可靠性和系统的稳定性具有重要意义。为判断断路器是否处跳闸状态，需要应用到断路器的辅助触点和跳闸位置继电器。因此，当发生断路器辅助触点接触不良、跳闸位置继电器异常以及触点粘牢等情况时，位置不对应启动重合闸失效，这显然是这一启动方式的缺点。
为克服位置不对应启动重合闸这一缺点，在断路器跳闸位置继电器每相动作条件中还增加了线路相应相无电流条件的检查，进一步地确认并提高了启动重合闸的可靠性。
2）保护启动方式
目前大多数线路自动重合闸装置，在保护动作发出跳闸命令后，重合闸才发合闸命令，因此自动重合闸应支持保护跳闸命令的启动方式。
保护启动重合闸，就是用线路保护跳闸出口触点来启动重合闸。因为是采用跳闸出口触点来启动重合闸。
保护启动重合闸可纠正继电保护误动作引起的误跳闸，但不能纠正断路器的“偷跳”。3）重合闸启动的实现
在电气式重合闸回路中，一般只采用不对应启动方式来启动重合闸，而在微机保护测控装置中，常常兼用两种启动方式（注意：在有些保护装置中这两种方式不能同时投入，只能经控制字选择一种启动方式），图3－2中仅画出了不对应启动方式的启动过程。
当微机保护测控装置检测到断路器跳闸时，先判断是否符合不对应启动条件，即检测控制开关是否在合位。如果控制开关在分位，那么就不满足不对应条件（即控制开关在跳位，断路器也在跳闸位置，它们的位置对应），程序将“充电”计数器计时清零，并退出运行。如果没有手动跳闸信号，那么说明不对应条件满足（即控制开关在合后位，而断路器在跳闸位置，它们的位置不对应），程序开始检测重合闸是否准备就绪，即“充电”计数器计时是否满20s。如果“充电”计数器计时不满20s，程序将“充电”计数器清零，并禁止重合；如果“充电”计数器计时满20s，则立即启动重合闸动作时限计时。
3、重合闸的计时
重合闸启动后，并不立即发合闸命令，而是当重合闸动作时限的延时结束后才发合闸命令。在发合闸命令的同时，还要发加速保护的命令。
当断路器合闸后，重合闸“充电”计数器重新开始计时。如果是线路发生瞬时性故障引起的跳闸或是断路器误跳闸，重合命令发出后，重合成功，重合闸“充电”计数器重新从零开始计时，经20s后计时结束，准备下一次动作。如果是线路永久性故障引起的跳闸，则断路器会被线路保护再次跳开，程序将循环执行。当程序开始检测重合闸是否准备就绪时，由于重合闸“充电”计数器的计时未满20s（这是由于在断路器重合闸后，重合闸“充电”计数器是从零重新开始计时的，虽然经线路保护动作时间和断路器跳闸时间，但由于保护已被重合闸加速，所以它们的动作时间总和很短，故“充电”计数器计时不足20s），程序将“充电”计数器清零，并禁止重合。
4、自动重合闸的闭锁
在某些情况下，断路器跳闸后不允许自动重合，因此，应将重合闸装置闭锁。重合闸闭锁就是将重合闸充电计数器瞬间清零（使电容器“放电”）。闭锁重合闸主要有以下方面：
①手动跳闸或通过遥控装置跳闸。
当手动操作合闸时，如果合到的是故障线路，保护会立刻动作将断路器跳闸，此时重合闸不允许启动。程序开始检测重合闸是否准备就绪时，由于重合闸“充电”计数器的计时未满20s（这是由于在断路器合闸后，重合闸“充电”计数器是从零重新开始计时的，虽然经线路保护动作时间和断路器跳闸时间，但因保护已被手动合闸加速，所以它们的动作时间总和很短，故“充电”计数器计时不足20s），程序将“充电”计数器清零，并禁止重合（图3－2中未画出这段程序）。
②按频率自动减负荷动作跳闸、低电压保护动作跳闸、过负荷保护动作跳闸、母线保
护动作跳闸。
③当选择检无压或检同步工作时，检测到母线TV、线路侧TV二次回路断线失压。
④检线路无压或检同步不成功时。
⑤断路器液压（或气压）操动机构的气（液）压降低到不允许合闸的程度，或断路器
弹簧操动机构的弹簧未储能。
⑥断路器控制回路发生断线。
⑦重合闸停用断路器跳闸。
重合闸发出重合脉冲的同时，闭锁重合闸。
四、双侧电源线路的三相自动重合闸
双电源线路是指两个或两个以上电源间的联络线。在双电源线路上实现重合闸的特点是要考虑断路器跳闸后，电力系统可能分列为两个独立部分，有可能进入非同步运行状态，因此除需满足前述基本要求外，还必须考虑以下两个问题：
1、故障点的断电时间问题。因为当线路发生故障时，线路两侧的继电保护可能以不同的时限跳开两侧的断路器，这种情况下只有两侧的断路器都跳开后，故障点才完全断电，所以重合闸应加较长的延时。如果两侧保护均为瞬时动作，则与单侧电源辐射状线路的重合闸动作时限的整定方法一致。
2、同步问题。这是因为当线路发生故障，两侧断路器跳闸后，线路两侧电源之间电势夹角摆开，甚至有可能失去同步。因此，后重合侧重合时应考虑是否允许非同步合闸和进行同步检定的问题。
因此，双电源电路上的三相自动重合闸，应根据电网的接线方式和运行情况，采用不同的重合闸方式。在我国电力系统中，常采用的有三相快速自动重合闸、解列重合闸、无电压检定和同步检定的重合闸、检定平行线路电流的自动重合闸以及自同步重合闸等。
三相快速自动重合闸，就是当线路发生故障时，继电保护很快使线路两侧断路器跳闸，并紧接着进行重合。从而保证两侧断路器断开和重合的整个循环时间约为0.5～0.6s。在这样短的时间内，两侧电源电势间摆开角度不大，所以系统不会失步。即使重合的两侧电源电势间摆开角度稍大，因重合周期短，重合后也会很快拉入同步。因为这种重合闸方式具有快速、不失步的特点，所以是提高电网并列运行稳定性和供电可靠性的有效措施之一。
非同步自动重合闸就是当线路两侧断路器因故障被断开以后，不管两侧电源是否同步就进行重合，合闸后由系统将两侧电源拉入同步。显然，采用这种方式重合时电气设备可能要受到较大的电流冲击，采用这种方式重合时也可能引起系统振荡，应予以考虑其不良影响，并采取相应的补救措施。
无电压检定和同步检定的三相自动重合闸就是当线路两侧断路器跳闸后，先重合侧检定线路无电压而重合，后重合侧检定同步后再进行重合。前者常被称为无压侧，后者常被称为同步侧。因为这种重合闸方式不会产生危及电气设备安全的冲击电流，也不会引起系统振荡，所以在没有条件或不允许采用三相快速重合闸、非同步重合闸的双电源联络线上，可以采用
这种重合闸方式。采用这种重合闸方式时，线路两侧均需装设电压互感器或电压抽取装置。
五、自动重合闸与继电保护的配合
自动重合闸与继电保护配合，可加快切除故障，提高供电可靠性，对保持系统暂态稳定有利，有时在保证供电可靠性的同时还可简化继电保护。自动重合闸与继电保护的配合，主要有重合闸前加速保护和重合闸后加速保护。
重合闸前加速保护一般用于单侧电源辐射形电网中，重合闸仅装在靠近线路的电源一侧。重合闸前加速就是当线路上（包括邻线及以外的线路）发生故障时，靠近电源侧的线路保护首先瞬时无选择性动作跳闸，而后借助ARC来纠正这种非选择性动作。当重合于故障上时，无选择性的保护自动解除，保护按各段线路原有选择性要求动作。采用重合闸前加速保护的优点有：能快速切除线路上的瞬时性故障，故障点发展成永久性故障的可能性小，从而提高重合闸的成功率，能保证发电厂和重要变电所的负荷少受影响。缺点有：靠近电源一侧断路器工作条件恶化，切除故障次数与合闸次数多；当ARC拒动或断路器拒合时，将扩大停电范围；重合于永久性故障时，故障切除的时间可能较长。重合闸前加速保护主要用于3 5 kV以下由发电厂或重要变电所引出的不太重要的直配线上。
当采用自动重合闸后加速保护的配合方式时，在线路各段上都装设了有选择性的保护和自动重合闸。当线路上发生故障时，各段线路保护首先按有选择性的方式动作跳闸。当ARC动作重合于永久性故障上时，则利用重合闸的动作信号启动加速该线路的保护，瞬时切除故障。与第一次切除故障是否带有时限无关。
被加速的保护对线路末端故障应有足够的灵敏度，加速保护实际是把带延时的保护的动作时限变为零秒，Ⅱ段或Ⅲ保护都可被加速。这样对全线的永久性短路故障，ARC动作后均可快速切除。被加速的保护动作值不变，只是动作时限缩短了。加速的保护可以是电流保护的第Ⅱ段、零序电流保护第Ⅱ段（或第Ⅲ段）、接地距离第Ⅱ段（或第Ⅲ段）、相间距离第Ⅱ段（或第Ⅲ段）、或者在数字式保护中加速定值单独整定的零序电流加速段、电流加速段。
为了适应高压电网加速保护的要求，在手动合闸时，应利用手动合闸的信号加速相关保护，以便手动合闸于故障线路时加速切除故障。其加速的原理与重合闸加速保护的原理相似。
需要说明，在双电源线路上，为防止三相断路器主触头不同时合闸时产生的零序分量可能使零序电流Ⅰ段误动作，在加速时需将零序电流Ⅰ段退出，同时使加速段延时100ms左右。三相断路器主触头不同时合闸时产生的零序分量在该延时后即可衰减到足够小，不致引起零序保护动作。
采用重合闸后加速保护的优点有：故障首次切除保证了选择性，不会扩大停电范围，在高压电网中显得特别重要；重合于永久性故障线路，仍能快速、有选择性的将故障切除；应用不受网络结构和负荷条件的限制。缺点有：首次故障的切除可能带有时限；每条线路的断路器上都应设ARC，与前加速保护相比就较复杂一些。（对数字式保护来说并不增加多大的复杂性）。自动重合闸后加速保护广泛用于35kV以上的电力系统中。
六、输电线路的综合自动重合闸
在220～500kV的架空线路，由于线间距离大，单相故障可高达90%。因此，若线路上装有可分相操作的三个单相断路器，当发生单相接地短路时，只断开故障相断路器，而未发生故障的其余两相可继续运行。这样，不仅可以提高供电的可靠性和系统并列运行的稳定性，还可以减少转换性故障的发生。在220～500kV的架空线路中广泛采用综合自动重合闸。
通过该装置上切换开关的切换，综合重合闸装置一般可以实现以下四种重合闸方式。
(1)综合重合闸方式。线路上发生单相故障时，实行单相自动重合闸，当重合到永久性单相故障时，若不允许长期非全相运行，则应断开三相并不再进行自动重合。线路上发生相间故障时，实行三相自动重合闸，当重合到永久性相间故障时，断开三相并不再进行自动重合。
(2)单相重合闸方式。线路上发生单相故障时，实行单相自动重合闸，当重合到永久性单相故障时，一般也是断开三相并不再进行重合。线路上发生相间故障时，则断开三相不再
进行自动重合。
(3)三相重合闸方式。线路上发生任何形式的故障时，均实行三相自动重合闸。当重合到永久性故障时，断开三相并不再进行自动重合。
(4)停用方式。线路上发生任何形式的故障时，均断开三相不进行重合。
由于使用综合重合闸时，线路会出现非全相运行的情况，因此会带来许多问题，所以，并非所有的超高压线路都使用综合重合闸。
1、综合重合闸的特殊问题
1）在单相重合闸中，需要设置故障选相元件。
2）应考虑潜供电流对单相重合闸的影响。当发生单相接地故障时，保护将故障相两侧断路器跳开后，由于非故障相与断开相之间存在静电（通过电容）和电磁（通过互感）的联系，因此，虽然短路电流已被切断，但在故障点的弧光通道中，仍然流有潜供电流。由于潜供电流的影响，将使短路点弧光通道的去游离受到严重阻碍，而自动重合闸只有在故障点电弧熄灭且绝缘强度恢复以后才有可能重合成功，因此，单相重合闸的时间还必须考虑潜供电流的影响。潜供电流的持续时间与很多因素有关，通常由实测来确定熄弧时间，以便正确地整定单相重合闸的时间。
3）应考虑非全相运行对继电保护的影响。在单相重合闸的过程中，线路处于非全相运行的状态，此时会出现负序和零序分量的电流和电压，使继电保护的性能变坏，因而需要对保护采取必要的措施。
4）当单相重合闸不成功，应考虑线路转入长期非全相运行时的问题。根据系统运行的需要，在单相重合闸不成功后，线路需转入长期非全相运行时，应考虑下列问题：长期出现负序电流将引起发电机的附加发热；长期出现负序和零序电流，对电网继电保护的影响；长期出现零序电流对通信线路的干扰。
2、综合重合闸的启动方式
综合重合闸一般有两种启动方式，一种是由保护启动；另一种是由断路器位置不对应启动。微机保护装置内的各保护是直接去驱动操作三跳和单跳继电器出口动作的，因此微机保护装置的综合重合闸启动是利用各CPU启动开出电源，依靠三跳固定继电器和单跳固定继电器的触点闭合经光电隔离后接入综合的三跳和单跳启动重合闸的开入端，装置内部自己构成保护启动重合闸回路。为了保证重合闸动作的正确性，还设置有断路器三跳和单跳位置开入端，这是断路器位置不对应方式启动。采用断路器位置不对应的启动方式，还可以在单相轻载偷跳时完成重合闸功能。所谓单相轻载偷跳是指选相为单相故障，而故障相又无电流，显然这是空载时误碰或其他原因使单相断路器误跳闸，这时可以可以在收到断路器位置不对应开入信号后启动重合。
综合启动时，无论是单跳、三跳保护启动，还是断路器位置不对应方式启动，都要对单跳、三跳或路器位置不对应确认后方能启动重合。确认的方法是经过一个计数器，循环计数累计20次才被确认，其本质仍然是延时确认。
3、三相重合闸的同期方式
在三相重合闸循环计数确认过程中，设置同期检定，在不满足同期条件时“放电”，即清零计数器，重合闸就不会被启动。同期方式可通过控制字选择，有以下几种方式：（1）非同期重合。不检查同期，也不检查电压。
（2）检同期。要求线路侧必须有电压且母线与线路电压之差小于同期电压整定值。
（3）检无压。线路电压低于无电压整定值或线路有电压且与母线电压同期，后者是为了检无压侧开关偷跳时能进行重合。
七、输电线路重合闸方式的选定
自动重合闸方式的选定，应根据电网结构、系统稳定要求、电力设备承受能力和继电保护可靠性等原则，合理选定。
1、110kV及以下单侧电源线路的自动重合闸
1）采用三相一次重合闸方式。
2））当断路器断流容量允许时，对无经常值班人员变电所引出的无遥控的单回线以及
给重要负荷供电无备用电源的单回线，可采用二次重合闸方式。
3）由几段串联线路构成的电力网，为快速切除短路故障，可采用带前加速的重合闸方式。
2、110 kV及以下双侧电源线路的自动重合闸
1）采用无压检定和同步检定的三相重合闸方式。
2）双侧电源的单回线路，可采用如下重合闸方式：
可采用解列重合闸，即将一侧电源解列，另一侧装设线路无电压检定的重合闸；
当水电厂条件许可时，可采用自同步重合闸；
为避免非同步重合及两侧电源均重合于故障上，可采用一侧无电压检定，另一侧采用同步检定的重合闸。
3)并列运行的发电厂或电力系统之间具有两条联系(同杆架设双回线除外)的线路或三条联系不紧密的线路，可采用下列重合闸方式：
当非同步重合闸的最大冲击电流超过允许值时，可采用同步检定和无电压检定的三相重合闸；
当非同步重合闸的最大冲击电流不超过允许值时，可采用不检查同步的三相重合闸；当出现单回线运行的情况时，可将重合闸停用；
没有其他联系的并列运行双回线路，当不能采用非同步重合闸时，可采用检查另一回线路有电流的自动重合闸。
4)当符合下列条件且认为有必要时，可采用非同步重合闸：
非同步重合闸时，流过发电机、同步调相机或电力变压器的冲击电流不超过规定值；
在非同步重合闸所产生的振荡过程中，对重要负荷的影响较小，或者可以采取措施减小其影响(例如尽量使电动机在电压恢复后能自动启动，使同步电动机失步后实现再同步等)时；
重合后，电力系统可以迅速恢复同步运行时。
5)根据电力系统运行的需要，在110kV电力网某些重要的线路上，也可装设综合重合闸。对于220—500kV线路，应根据电力网结构和线路的特点(例如电力网联系的紧密程度电力系统稳定的要求，线路的长短及负荷的大小和重要程度等)，同时满足上述1)、2)、3)中有关装设三相重合闸的规定时，可采用三相重合闸，否则装设综合重合闸。
3、220～500kV线路自动重合闸
1）220kV单侧电源线路，采用不检同步的三相重合闸方式，也可选用单相重合闸或综合重合闸方式。
2）对于220kV线路，当同一送电截面的同级电压及高一级电压的并联回数等于或大于4回时，选用一侧检线路无压、另一侧检线路与母线电压同步的三相重合闸方式（由运行方式部门规定哪一侧检线路无压先重合）。三相重合闸时间无压侧整定为1s左右，同步侧整定为0．8s。
3）220kV弱联系的双回线路，可选用单相重合闸或综合重合闸方式。
4）220kV大环网线路，采用三相快速重合闸可认为是合理的，因为重合成功可保持系统的稳定性。
5）330kV、500kV及并联回路数等于或小于3回的220kV线路，采用单相重合闸方式。
单相重合闸时间由运行方式确定（一般为1s），并且不宜随运行方式变化而改变。
6）带地区电源的主网络终端线路，一般选用解列三相重合闸方式（主网侧检线路无电压重合）, 也可选用综合重合闸方式。
7）对可能发生跨线故障的330～500kV同杆并架双回线路，如输送容量较大，且为了提高电力系统安全稳定水平，可考虑采用按相自动重合闸方式。
4、大型机组高压配出线的自动重合闸
为避免重合于高压配出线出口三相永久性故障对发电机轴寿命的影响，重合闸方式如下。
1）高压配出线电厂侧宜采用单相重合闸方式。
2）高压配出线采用三相重合闸时，宜在系统侧检线路无压先重合，电厂侧再检同步重合，即使是正常操作也须如此操作。
5、带有分支的线路自动重合闸
当带有分支的线路上采用单相重合闸方式时，分支侧的自动重合闸可采用下列方式。1）分支侧无电源时。①分支处变压器中性点接地时，采用零序电流起动的低电压选相的单相重合闸方式。重合后不再跳闸。②分支处变压器中性点不接地时，若所带负荷较大，则采用零序电压起动的低电压选相的单相重合闸方式，重合后不再跳闸；也可采用零序电压起动跳分支变压器低压侧三相断路器（切去负荷），重合后不再跳闸。当分支侧的负荷很小时，分支侧不设重合闸，也不跳闸。
2）分支侧有电源时。①当分支侧电源不大时，可用简单保护将分支侧电源解列，而后按分支侧无电源方式处理。②当分支侧电源较大时，则在分支侧装设单相重合闸。
第四节输电线路保护装置实例
针对110kV线路保护要实现全线速动，可以配置光纤纵差保护（如WXH-803线路保护装置，或者配置高频闭锁距离保护装置WXH-802，或者配置高频方向保护装置WXH-801），同时，对线路断路器操作配置了三相操作箱（如ZSZ-11S，110kV线路断路器是三相联动的，一个操作机构；220kV线路断路器是三个操作机构，每相一个），结合母线配置方式，单母线就不要电压切换了，双母线就需要配置电压切换箱（如ZYQ-12S），从而实现一次和二次保护的电压相对应，避免误动。再配备打印机和连接片，控制开关等附属设备，110kV线路配屏就算完成。如果不需要全线速动，即不带高频，可采用许继公司WXH-810系列产品，WXH-810线路保护装置箱带操作插件和电压切换插件，一个保护箱就实现了采用WXH-801/E+ZSZ-11S+ZYQ-12S三箱配置的功能，同时，采用彩色液晶，WINDOWS界面，320X240的大液晶更方便于观察和调试及运行维护。本节以WXH-811微机线路保护装置作为实例，进行分析。
WXH-811微机线路保护装置是基于32位浮点型DSP为基本的硬件平台和实时多任务操作系统上的线路保护装置。该装置适用于作110kV输电线路的保护装置含有双母线交流电压切换回路、适用于断路单或双跳闸线圈的出口操作回路。装置主要功能有：三段式相间距离及接地距离保护及变压器低压侧相间短路的后备距离保护；TV断线投入的二段过流保护；双回线相继速动功能；不对称故障相继速动功能；四段式零序方向电流保护；三相一次重合闸功能；手动同期合闸功能。适用于双母线、单母线等接线方式，单或双跳闸线圈的断路器。
一、装置硬件结构
保护装置采用新一代32位基于DSP技术的通用硬件平台。整体大面板，全封闭机箱，硬件电路采用后插拔式的插件式结构，CPU电路板采用6层板，并采用表面贴装技术。机箱采用19In、6U宽机箱，抗干扰能力强，提高了装置可靠性。
图4－9 装置的面板及插件布置图
图4－9为装置的面板及插件布置图。WXH-810系列单元管理机人机接口采用大屏幕320×240彩色液晶显示屏，显示屏下方有一个8键键盘，显示屏右侧还有一个复归键。在装置上电或复位后，管理机将自动搜寻各个保护模块，并与管理机内的保护模块注册表进行比较，如果当前登记的模块是新插入的模块，则需通过键盘对此模块进行模块号设定。正常运行时“运行”灯应闪亮，红灯均不亮。
在插件布置图上，其中：1#～5#、A#、B#为备用插件，6#、7# 为电压切换插件；8# 为交流输入插件；9#
为采样保持插件；C# 为CPU（DSP）插件；D#为开入插件；E#为跳闸插件；F#为重动插件；G#为操作插件；H#为通讯插件；I#为稳压电源。
1、交流电压切换继电器插件（6#和7#）。电压切换插件功能相当于电压切换箱。能满足双母线或其他接线方式的交流电压切换。本插件采用双位置继电器，TV电压隔离刀闸的合位辅助触点驱动切换继电器的动作线圈，分位触点驱动切换继电器的复归线圈。继电器仅在切换过程中励磁。装置面板上有Ⅰ母和Ⅱ母运行显示灯。
2、交流输入插件(AC)（8#）。交流输入插件将系统电压互感器、电流互感器二次侧信号变换成保护装置所需的弱电信号，同时起隔离和抗干扰作用。
3、CPU（DSP）主板插件（C#）。DSP主板插件在单块PCB板上完成数据采集、I/O、保护及控制功能等。
4、出口插件（E#）。出口插件提供了两组跳闸出口继电器及重合闸ZHJ继电器，每组跳闸出口都包括了三跳CKJQ和永跳CKJR出口继电器及重合闸ZHJ继电器。还设有手动合闸出口SHJ继电器及相继速动XJSDJ继电器。
保护动作信号包括动作信号继电器CXJ和重合闸动作信号继电器ZHXJ。这两个继电器都是磁保持的，在失去直流电源时也不会返回，必须由保护屏面板上的信号复归按钮或通过操作面板上的信号复归按钮驱动复归继电器FJ，由其触点FJ-1使之反向磁化才能消磁复归。这两个继电器的触点一方面连至装置面板上的本地信号灯，一方面其触点引至中央信号回路。
告警信号设计了两种告警方式：一种是保护CPU自检发现有严重异常情况，如CPU、A/D错，定值自检错等。保护装置一方面驱动告警继电器GJ1，一方面闭锁所有的保护。另一种是检查到外部回路有异常情况。如TA回路异常、开入回路异常等。此时保护装置亦相应驱动告警继电器GJ2。本插件还设有不保持的TV断线告警继电器，其触点发中央信号，还有重合闸在充电满时发充电监视开出连至装置面板上的本地信号灯。
5、重动插件（F#）。重动插件主要作用为扩展跳合闸、位置等继电器触点数量，满足不同需求。
6、操作继电器插件（G#）。操作继电器插件作为三相断路器操作的辅助控制回路,适用于110kV及以下电压等级系统具有单或双跳闸线圈的断路器控制操作。除能正确反映跳合情况外，还设有防止断路器跳跃的防跳闭锁继电器TBJ。TBJ采用进口快速继电器,能防止断路器多次”跳-合”现象。为防止在运行中由于控制跳闸的气（液）压触点接触不良造成闭锁环节失灵，压力监视继电器还设有预告信号。为防止在运行中操作电源失压，还设有操作电源监视继电器。如果断路器自身具有防跳回路，可把本插件的防跳回路短接。装置面板上有跳位和合位显示灯。
7、通讯插件（H#）。通讯插件是通用的人机接口功能模块，作为基本的软硬件平台，适应各种继电保护装置，其主要功能有：完成继电保护装置的人机对话功能；管理各保护模块；处理、显示和发送各种保护报文；作为监控系统的智能终端。
通讯插件提供一个RS232C标准串口，一个与PC机连接的RS232C标准串口，一个GPS对时接口，及双
(RS422 ,RS485)与保护管理机、变电站自动化系统的通信接口。
8、电源插件（I#）。电源插件为直流逆变电源插件。直流220V或110V电压输入经抗干扰滤波回路后，利用逆变原理输出本装置需要的三组直流电压，即5V、±15V及24V1三组电压均不共地，且采用浮地方式，同外壳不相连。5V用于各CPU；±15V用作模拟电源及通信电源；+24V1用于驱动继电器的正电源；电源插件具有失电告警功能。
另外，电源插件设有一个强电复归继电器和GPS 对时继电器JJ ，可直接从外接进220V 或110V 对保护装置进行复归和对装置进行秒对时。
二、保护功能及配置
1、装置主要元件
（1）启动元件。①相间电流差突变量启动元件1DI 。保护插件设有该启动元件，用于开放保护跳闸出口继电器回路和控制程序执行相应的故障处理程序。②零序电流辅助启动元件。为保证在远距离故障或经大电阻接地时，保护的启动继电器(QDJ)能动作，装置设置了一个零序电流辅助启动元件，可以整定得很灵敏，动作后经40ms 延时同样驱动启动继电器(QDJ)。③ 静稳破坏检测元件。为了检测系统正常运行状态下发生静态稳定破坏而引起的系统振荡，保护设有静稳破坏BC 相阻抗辅助启动及A 相电流辅助启动。动作后同样驱动相应插件的启动继电器（QDJ ）。
（2）选相元件。选相采用相电流差突变量选相、稳态量选相相结合的方法。再辅助以综合选相判据，区分单相故障、两相接地故障、两相短路故障、三相短路故障。①相电流差突变量选相。在保护启动后40ms 之内采用相电流差突变量选相。②稳态量选相。在保护启动40ms 之后或由辅助元件引起的启动，采用稳态量选相，其中接地故障采用序分量和阻抗结合选相，不接地故障采用阻抗选相。③综合选相。根据0I 判别接地故障与不接地故障，根据2I 判别对称故障与不对称故障。
（3）TV 断线。保护设有两种检测TV 断线的判据，两种判据都带延时，且仅在线路正常运行，启动元件不启动的情况下投入，一旦启动元件启动，TV 断线检测立即停止，等整组复归后才重新投入。
（4）接地综合阻抗元件。接地距离保护采用多边形特性的综合阻抗元件。接地综合阻抗元件由A Z 、B Z 、C Z 三个阻抗元件、偏移阻抗元件、零序方向元件、电抗线和电阻线组成。
（5）相间综合阻抗元件。相间距离保护采用圆特性的阻抗元件。相间阻抗元件由AB Z 、BC Z 、CA Z 三个阻抗元件和偏移阻抗元件、电抗线、负荷特性曲线组成。
（6）距离保护故障开放元件。①短时开放保护。相电流突变量启动元件1DI ，能灵敏反映各种不对称和对称故障。利用1DI 短时开放保护150ms ，150ms 以后系统可能已引起振荡，采用不对称故障开放及对称故障开放保护逻辑。零序电流辅助启动及静稳破坏检测启动后，直接采用不对称故障开放及对称故障开放保护逻辑。②不对称故障判别元件。不对称故障判别元件的基本出发点就是检测三相不对称度。阻抗元件在振荡时的不正确动作只是发生在两侧电势较大δ约130°～180°的时刻，因此若振荡中心落在被保护线路上，距离保护要误动。③对称故障开放元件。在启动元件开放150ms 以后或系统振荡过程中，如发生三相故障，则上述开放措施均不能开放保护，装置中另设置了专门的振荡判别元件，即判别测量振荡中心的电压。④延时开放元件。在系统发生故障时，若开放元件未动作，阻抗Ⅰ段按0.5s, 阻抗Ⅱ段按1.0s 延时开放动作。
2、保护功能
视频监控施工工艺标准
视频监控系统施工工艺 本标准适用于以监视为主要目的的民用闭路电视监控系统的安装工程。工程施工应以设计图纸和有关施工质量验收规为依据。 施工工艺描述 1.1施工技术总则 本着先预制后安装、先预埋后安装、先配管后安装、先暗后明的原则，整个弱电工程与土建、装饰施工进度密切配合，穿插进行。 施工顺序为：施工准备——管路线槽的阶段性验收交接——支架、基础安装——设备现场定位——穿线及电缆敷设——设备安装——控制盘、柜的加工和安装——校线和压线——终端面板的安装——子系统调试——竣工 和验收。 1.1.1严格按照批准后施工图设计进行施工。 1.1.2接到任务书，制订详细的施工方案、计划和进度，确保按时完成任务。 1.1.3审核施工图后，组织相关的施工人员、讲解本次施工的要点、要求和注意事项，使施工人员明确施工的性质、容和任务。更好的，按期、按质、按量完成施工任务。 1.1.4遵守国家或部委颁发的法规、标准和规。 1.1.5严格执行国家或部委颁发的工程施工及验收技术规或工程及验收暂行技术规定，以及省电信公司的有关文件规定和要求。 1.1.6施工质量要以施工质量第一位宗旨，加强施工现场的管理和施工监督，严格执行施工规。做到施工工艺精良，各种测试项目齐全、记录清楚、文字端正、数据准确。符合相关技术要求。 1.1.7严格按施工操作程序施工，做到文明施工、文明生产。施工中做好防火、防电、防雷、防化学气体、防事故等预防性的工作，做到施工人员的安全及设备材料的安全。 鉴于安全生产责任重大，严格执行国家有关标准和兴泰电子科技有限责任公司安全目标责任状的相关规定”。
1.2安全操作技术一般规定 1.2.1注意施工环境，检查作业围有无危险地段和可能坠物地带及其它障碍物。作业人员应按规定穿戴、使用防护用品、用具。 1.2.2所有支架安装等外部设备要符合监控设备载重要求，包括安装面是否适合承重等。 1.2.3所有监控线路安装均符合公司及国家标准，保证强电和弱电线路分开。尽量使用带屏蔽层的电源线，控制线。视频线符合国家标准。 1.2.4机柜摆放位置和接地要求符合国家标准。 2.材料、设备要求 2.1、前端部分：矩阵主机、控制键盘、长延时录像机或硬盘录像机，、画面分割器、监视器、计算机、系统软件、打印机、不间断电源等。． 2.2、传输部分：光／电转换器、信号放大器、视频分配器、分线箱、同轴电缆、光缆、电源线、控制线等。 2.3、终端部分：摄像机、镜头、云台、解码器、防护罩、支架、红外灯、避雷接地装置等。 2.4、上述设备、材料应根据合同文件及设计要求选型，设备、材料和软件进场应验收，并填写验收记录。设备应有产品合格证、检测报告、安装及使用说明书、“CCC”认证标识等。如果是进口产品，则需提供原产地证明和商检证明，配套提供的质量合格证明，检测报告及安装、使用、维护说明书的中文文本。设备安装前，应根据使用说明书进行全部检查，合格后方可安装。 2.5、其他材料：镀锌材料、镀锌钢管、镀锌线槽、金属膨胀螺栓、金属软管、塑料胀管、机螺钉、平垫圈、弹簧垫圈、接线端子、绝缘胶布、各类接头等。 3.机具设备 3.1安装器具：手电钻、冲击钻、电烙铁、电工组合工具、对讲机、BNC 接头专用压线钳、尖嘴钳、剥线钳、光缆接续设备、脚手架、梯子等。 3.2测试器具：万用表、兆欧表、水平尺、钢尺、小线、线坠等。 4.作业条件
视频监控系统设计方案新整理
九江东毅港口 监控系统设计方案
目录
1.系统概述
近几年视频监控报警系统的发展突飞猛进，它的推广和应用也在遍布各个领域,它已成为现代化管理和安全防范的重要手段。随着IP网络和宽带技术的不断发展，采用先进计算机通信技术及图像视频压缩技术为核心的网络化、数字化视频监控系统方案越来越得到人们的广泛使用。视频监控系统防范于未然，用来实现较周密的外围区域及建筑物内重要的区域管理，减少管理人员的工作强度，提高管理质量及管理效率。作为现代化管理有力的辅助手段，视频监控系统将现场内各现场的视频图像传送至监控中心，管理人员在不亲临现场的情况下可客观地对各监察地区进行集中监视，发现情况统一调动，节省大量巡逻人员，还可避免许多人为因素。并结合现在的高科技图像处理手段，还可为以后可能发生的事件提供强有力的证据，有了良好的环境，全方位的安全保障，才能创造良好的社会效益和经济效益。 我司考虑到以上监控系统的重要性，所以根据公司实际情况，本着“立足现在、着眼未来、功能齐全、布局合理、有效控制、经济适用”的原则，需要设计出针对本项目整个区域的全天候、全方位、多层次、多角度的监控系统设计，这套监控系统要求认真研究公司需求的基础上，根据项目规划特点，利用时下技术稳定、成熟的产品，并需要结合多年的行内经验和工程实施经验而提供。该系统一定是一个功能完善、技术先进、质量稳定可靠的管理与安全保卫系统，将为公司未来的综合治理管理体系发挥积极的作用。监控系统作为一项先进的高科技技术防范手段，通过安装在公司出入口、主要通道、重要位置如：大门、办公楼、仓库、码头等区域设置前端摄像机，将采集的图像信息传送到监控管理中心，进行全方位监控监
智能电力监控系统发展现状及趋势
智能电力监控系统发展现状及趋势 日程技术 智能电力监控系统发展现状及趋势 为了保证电力系统的正常运行,我们需要对电力线上的电压,电流和功率等各 种参数进行实时或频繁的测量和监控.同时,随着科学技术的迅速发展,电力系统也正在不断向自动化,无人化方向发展,因此,智能电力监控系统在近年来得到了较快地发展,具有越来越高的可靠性和连续性. 一 .智能电力监控系统发展历史及现状 电力系统监控技术在我国的研究和应用已经有50多年的历史.20世纪5O年代,对电力系统的监控主要是模拟式监控,遥测装置与遥信,遥控分开.远动装置使用的元器件主要是电子管, 电磁继电器和继续式步进选线器等,工作速度低,容量小,维护工作量大,可靠性差.2O世纪6O 年代,我国研制了以半导体元器件为主的无触点式的远动装置,采用数字式技术将遥测,遥信, 遥控和遥调综合于一体,称为数字式综合远动装置,其工作性能有了明显的提高.但这种装置按布线逻辑方式构成,电路一经确定难以更改, 在功能和容量方面受到限制.70年代后期,工程人员在数字式综合远动装置的基础上研制成功可编程式的远动装置,具有适应性强,扩展方便等优点. 80年代末,微型计算机的发展为远动提供了强有力的技术支持,采用微机使远 动技术进入了一个崭新的时代,其主要优点是适应性强,功能和容量扩展方便,便于通信等优点.1987年, 清华大学电机工程系研制成功我国第一个变电站综合自 动化系统,在山东威海望岛变电站投运.从2O世纪80年代中期开始,电力负荷控制
系统在我国得到了广泛的推广和应用,曾为缓解我国90年代中期以前的电力供需矛盾起了关键性l 的作用. 进入2l世纪以来,随着计算机技术,通讯技术和人工智能技术的快速发展,智 能电力监控系统在电力行业及其他相关行业得到了越来越广J 泛的应用.所谓智 能电力监控系统,是指利用计沈智鹏华中科技大学 算机,计量保护装置和总线技术,对配电系统的实时数据,开关状态及远程控制进行集中检测和集中管理的软,硬件设备.智能电力监控系统具有硬件,软件模块化,通信网路化,通信信道 i专用化和界面图形化等特点.如南瑞集团的ISA ?一1及DISA,北京哈德威四方的CSC2000,山东 !大学的E$60,和东方电子的 DF3003系列在国内均具有较大影响. 这些智能电力监控系统一般由管理层(站控层),通信层(中间层),间隔层(现场监控层) 三部分组成. 在数据采集处理方面,监控系统一般可实时和定时采集现场设备的各电参量及开关量 {状态(包括三相电压,电流,功率,功率因数,频率,电能,温度,开关位置,设备 运行状态等), 将采集到的数据或直接显示,或通过统计计算生成新的直观的数据信息再显示(总系统功率, . 负荷最大值,功率因数上下限等),并对重要的信启,量进行数据库存储. 在用户管理和报表管理方面,监控系统一般可对不同级别的用户赋予不同权限,从而保证 .系统在运行过程中的安全性和可靠性.如对某重要回路的合/分闸操作,需操作员级用户输入操作13令外,还需工程师级用户输入确认13令后方可完成该操作.监控系统一般具有标准的电能报表格式,并可根据用户需求设计符合其需要的报表格式.系统可自动统计和自动生成各种类型的实时运行报表,历史报表,事件故障及告警记录报表,操作记录报表等,可以查询和打印系统记录的所有数据值,
输电线路无线视频监控系统
输电线路无线视频监控系统 技 术 简 要 方 案 广州恒宗达电力科技有限公司 2013年5月
目录 1 背景 (2) 2 需求分析 (4) 3 通信方案设计 (6) 4 供电方案设计 (8) 5 拟接入的输电线路视频监控系统 (9) 6 视频监控系统组成及性能指标 (10) 7 输电线路视频监控系统主要功能 (11) 7.1 远程控制摄像机、远程设置/调用摄像机预置位、巡航及轨迹 (11) 7.2 具有定时触发功能，系统能够定时进行预置位拍照和录像 (13) 7.3 WEB控制浏览和手机控制浏览功能 (13) 7.4 支持视频录像、喇叭喊话、短信报警等多种报警方式 (14) 7.5 远程配置和修正设备运行参数和报警参数 (14) 7.6 监控点历史图片查询和录像回放功能 (14) 7.7 根据线路现场监控需要，后期可扩充其它监测功能模块 (14) 8 设备现场安装 (15)
1背景 随着近年我国电网主要集中向超高压、特高压方向发展，输电线路的电压等级不断提高，输电距离也越来越远（比如文献[2]2008年投运的晋东南至荆门1000kV特高压输电线路输电距离为近400公里，2009年投运的±800kV向上特高输电线路输电距离近2200公里，2011年投运的±660kV宁夏东至山东特高压输电线路输电距离近1400公里）。在检修模式方面，目前我国电网一直沿用定期检修和事后抢修相结合的检修模式。定期检修模式有自身的科学依据和合理性，在多年的实践中有效减少了设备的突发事故，保证了设备的良好运行，但这种检修模式的缺点也是很明显的，“一刀切”式的检修模式，没有考虑设备的实际情况，存在“小病大治，无病也治”的盲目现象。随着近年我国电网的迅速扩建，电网设备数量急剧增加，定期检修工作量剧增，检修人员紧缺问题日益突出。 晋东南—湖北荆门1000kV特高压工程
电力系统无人值守变电站智能视频监控方案
电力系统无人值守变电 站智能视频监控方案 Document number：WTWYT-WYWY-BTGTT-YTTYU-2018GT
电力系统无人值守变电站智能视频监控方案 分布在各地的变电所（站）作为电力传输的重要环节，由于无人值守，重要设备经常被盗窃或破坏，给整个电网的安全运行造成重大隐患，确保各变电所（站）的安全运行非常重要。变电站目前采用的监控系统是基于灯光控制器、云台控制器、视频切换器、数字图像编码器、视频服务器等构成的系统，各变电所的图像信息通过电力专网（E1）上传到监控中心，可以实现现场图像实时浏览和外设控制功能。 变电站监控系统采用传统视频监控技术和红外探测技术，在实际应用中都会产生大量的漏报警和误报警，需要人工进行判别处理，延误处警时机。 代理澳大利亚IQ智能视频分析服务器系列，利用先进的模式识别和人工智能技术，能够实现重要区域的入侵检测、物品盗移和滞留检测，并实时提供预警和现场报警等有用信息，适合各种复杂环境下的安保视频监控。 本方案为解决变电站因数量众多且无人值守的管理难度而提出的机器视觉智能化解决方案。 变电站监控对象主要分为室内和室外两部分，室内主要针对破门或强行开门而入，对室内的各类设施进行偷盗和破坏；室外主要是防范变压器铜芯等设施被偷盗和破坏。防止进入危险区域也是变电站监控的重要目标。此外，变电站的维护也需要有效监控，维护人员进入变电站，需要留下现场证据作为主管部门或科室的备案资料。 具体来说，系统需求主要包括如下几个方面： 1. 防止室外的变压器等设备被盗或被破坏。 2. 防止人或大型动物进入危险区。 3. 防止室内的重要设备被盗或被破坏。 4. 大大提高报警的准确率，减少误报率； 5. 极大的减少甚至消除漏报警； 6. 事件发生前提供实时预警； 7. 事件发生时提供现场报警并及时通知监控中心； 8. 保留事件现场有力证据。 智能视频分析产品针对此类需求提供了全面的解决方案，该产品自动进行运动目标检测、识别和跟踪，并根据预先设定的监控规则进行智能分析和判断，对可能发生的安全事件及时预警，
视频监控系统施工工艺
视频监控系统施工工艺 1、摄像机及其它设备的安装技术要求 摄像机、监视器、录像机、视频切换器以及控制台的安装应符合技术说明书的要求。摄像机的安装必须牢固，应装在不易振动，人们难以接近的场所，以便看到更多的东西。鉴于安防工程的特殊要求，摄像机应一律加装防护罩。在室外安装的摄像机要加防雷防拆装置。控制箱的安装应符合技术说明书的要求。控制箱的交流电应不经开关引入，如要用开关，则应安装在控制箱里面，交流电源线应单独穿管走线，严禁与其他导线穿在同一管内。控制箱的引线，从控制箱至大棚一段要求用铁管加以保护，铁管与控制箱要用双螺帽连接。电源箱的安装要高于地面2米以上，要牢固、美观、保证安全。监视器要求图像清晰，切换图像稳定。传输电缆在长于300米时要加视频补偿措施，使图像清晰。 2、设备安装施工工艺标准 产品的型号规格、性能应符合设计要求。设备说明书、产品的使用操作说明书等资料齐全。摄象机电源线与视频线、信号线不得同管敷设，只有在电源线与控制线合用多芯时，多芯线与电缆可一起敷设；应实际测算所用电缆长度，进行备料和敷设，避免不必要的接续；当必须进行接续时应采用专用接插件。尽量采用电缆从机架、控制台底部引入设备，此时应将电缆顺着所盘方向理直，按电缆的排列次序放入槽内；拐弯处应符合电缆曲率半径要求，根据电缆的数量
应每隔100~200mm空绑一次。在摄像机标准照度下，监控图象质量和系统技术指标应满足下列要求；图象质量可按5级损伤制评定，图象质量不应低于4级。摄象机的安装应牢靠、稳固。从摄象机引出的电缆宜留有1m的余量，不得影响摄象机的转动。摄象机宜安装在监视目标附近不容易受外界损伤的地方，安装位置不应影响现场设备运行和人员的正常生活。摄象机镜头应从光源方向对准监视目标，并应避免逆光安装；当需要逆光安装时，应降低监视区域的对比度。监视器的安装位置应使荧幕不受外来光直射，当有不可避免的光时，应加遮光罩遮挡。先对摄象机进行初步安装，经通电试看、细调、检查各项功能，观察监视区域的覆盖范围和图象质量，符合要求后方可固定。机架安装应竖直平稳，垂直偏差不得超过1%。机架内的设备、部件安装，应在机架定位完毕后并加固后进行，安装在机架内的设备应牢固、端正。系统图象清晰，系统功能符合设计要求，运行检修方便。 3 、系统设备及系统调试 1）设备连接检查目测检查前端各位置摄象机的电源及视频线连线是否正确目测检查前端各位置云台的电源及控制线是否正确目测检查末端各设备之间的连线似的否正确2）供电电源检测测量电源供电电压是否在正常范围之内检查各设备到电源的连接是否正确在确定供电电压正常及全部连线正确无误后给系统加电3) 单机测试依次将每一台摄象机的图象输入到指定的监视器上、观察图象状况，调整摄象机镜头达到最佳效果观察图象监视范围，调整摄象机
市政府视频监控系统设计方案
1.1 视频监控系统设计方案 1.1.1 系统概述 视频监控系统是指将从市公安系统中接入的8路视频监控信号以及数字化城管将要建设的视频信号，结合城市管理地理信息系统，在城市管理信息中心的大屏幕和PC终端上显示，实现对城市部件和事件的全方位、全时段的可视化监控管理，从而对城管事件作出准确判断并及时响应，对监控范围内的突发性城管事件录像取证，起到综合治理效果。 视频监控系统建设主要包括三部分的内容，即政府中心控制节点的建设、城管中心视频监控系统建设和城管中心安防监控系统建设。 1.1.2 城管中心视频监控 扬州市公安局已经在扬州市内建设36个公安监控点，需连接到市城管 监督中心之外，还包括以下内容： 根据扬州市建设全市城管监控系统的要求，计划建设50个，后续可以 扩展到100个（当前建设50个，后续可以扩展到100个）可控监视探头， 探头采用数字式以太网传输模式，通过通信运营商提供的传输通道，汇集到 监督中心机房，并通过大屏幕展现出来。 1.1. 2.1 系统建设要求 视频监控系统可以随时选择需要监控的8路视频监控信号。 视频监控系统主要应包括以下功能模块：视频图像播放、视频源选择、 监控探头调整控制等。 ?视频图像播放 应能播放支持扬州市现有的视频数据压缩格式。要求能在城市管理信息 中心的大屏幕和PC终端上显示。 ?视频源选择 应可在系统的电子地图上选择需要调用查看的视频源，方便地查看相应 的视频信息。 ?监控探头调整控制 应能实现对监控探头的调整控制（公安局建设的36路图像除外）。可以通过调整监控探头，实现视频图像的放大、缩小，还可以实现监控探头的方向调整。
1.1. 2.2 系统设计 1.1. 2.2.1 视频前端设计 扬州城管中心视频监控系统前端图像源只要来自两个方面：扬州市公安局已建的36路视频图像接入和扬州市城管计划建设100个（当前建设50个，后续可以扩展到100个）可控监视探头。 公安局已建的36路图像，考虑节省传输路由租用费用，采取租用电信8条2M带宽路由同时到达城管监督中心。 扬州市城管计划建设的100个（当前建设50个，后续可以扩展到100个）可控监视探头，拟采用数字式以太网传输模式，通过通信运营商提供的传输通道，汇集到监督中心机房，并通过大屏幕展现出来。 1.1. 2.2.2 系统传输设计 公安局已建的36路图像，通过租用电信8条2M带宽路由，加编解码器同时送8路图像至城管中心，在大屏幕上显示。 由于公安局原配置的图像切换矩阵有控制限制，设计采用配置一台48*16矩阵放在公安局机房，接入36路视频源；配置一台主控键盘放在城管监督中心，通过编解码器的双向数据口，远程控制矩阵，自由选择城管需要监视的视频图像。 扬州市城管计划建设的100个可控监视探头，拟采用数字式以太网传输模式，通过通信运营商提供的传输通道，汇集到监督中心机房。 由于城管监督中心在二楼，配线总机房在一楼，因施工前后衔接很难统一，电信的宽带路由一般只到一楼配线总机房，故考虑在一楼配线总机房至二楼监督中心机柜预留110根视频线缆（SYV75-5）和10根RVVP线缆作为远端视频图像信号接入路由。 1.1. 2.2.3 系统功能实现 各路视频图像汇集到城管监督中心，通过监督中心的图像显示系统进行切换、选择，显示在大屏幕上。实现以下功能： 1) 视频图像播放 能播放支持扬州市现有的视频数据压缩格式。能在城市管理信息中心的 大屏幕和PC终端上显示。为城管中心对整个城市进行实时掌控提供了准确 无误的保障。
智能配电网综合监控系统解决方案
配电作为电力系统发、输、变、配环节中最贴近用户的环节，和社会生产生活息息相关，有着极其重要的作用。提高配电网的供电可靠性和供电质量，是实现人民安居乐业、经济发展、生活富裕的重要保证。 背景与挑战 近几年针对配电设施的盗窃行为时有发生，同时老旧设备用电过负荷易过热引发火灾，防盗、防火就成为了配电生产管理的重心。而综合辅助系统的投运，能够全方位感知配网运行环境，为可靠供电保驾护航。 现阶段综合辅助系统面临的主要问题： 综合监控少——辅助子系统有限，只有少量部署视频、烟感、门禁等，无法实现对运行环境的全方位综合监控； 业务融合少——“遥视”大多只实现视频复核、历史追溯的功能，视频监控系统依然独立于生产系统，并未真正融入到配电网管理流程中； 人为干预多——视频监控点的异常情况需要人为主动发现，多系统间的联动机制已逐步建立，但大多局限于开关量联动而非协议联动； 运维难度大——系统联网后，面对数量庞大的视频监控设备，运维工作量巨大且检测难度大，往往造成故障处理不及时，使得视频监控系统的使用效果大打折扣。 解决方案 智能配电网综合辅助系统解决方案主要应用于电网公司各地市公司智能配电网综合辅助系统的建设及改造。 智能配电网综合辅助系统是集硬件、软件、网络于一体的大型联网监控系统，以能源行业平台软件为核心，实现多级联网及跨区域监控，在调控中心即可对终端系统集中监控、统一管理，为智能配网保驾护航。 系统拓扑图如下： 智能配电网综合辅助系统全面采用高清、智能、物联网、4G应用技术，在“标准化、一体化、智能化”设计原则的指引下，采用标准化行业产品，实现了以下功能： 多元图像应用：现场实时录像及回放，定时抓图和报警抓图，图片上传中心，在兼顾带宽和资费的情况下，中心也可调阅现场视频，全面提升监控质量和安防水平； 辅助系统融合：实现视频监控、动环监控报警（环境监测、安防报警、智能控制）、门禁管理等系统的集成，各系统根据预案进行联动；
输电线路在线监测系统
目录 TLMS系列输电线路在线监测系统 (2) 一、TLMS-1000 输电线路图像/视频在线监测系统 (3) 二、TLMS-2000输电线路气象在线监测系统 (4) 三、TLMS-3000输电线路导线温度在线监测系统 (5) 四、TLMS-4000 输电线路杆塔倾斜在线监测系统 (6) 五、TLMS-5000 输电线路覆冰在线监测系统 (7) 六、TLMS-6000 输电线路风偏在线监测系统 (8) 七、TLMS-7000 输电线路导线舞动在线监测系统 (9) 八、TLMS-8000 输电线路微风振动在线监测系统 (10) 九、TLMS-9000 输电线路导线弧垂在线监测系统 (11) 十、TLMS-1100 输电线路绝缘子污秽在线监测系统 (12)
TLMS系列输电线路在线监测系统 系统简介： “TLMS系列输电线路在线监测系统”，是基于无线（GPRS/GSM/CDMA/3G）数据传输、采用多种传感器、红外网络高速球机、太阳能供电，实现对高压输变电线路/塔杆情况进行全天实时监测和监控。本系统适用于野外无人职守的高压输电线路、电力铁塔的安全监控。 系统原理示意图： 系统组成： 输电线路在线监测系统包含以下子系统： 输电线路图像/视频在线监测系统、输电线路气象在线监测系统、输电线路导线温度在线监测系统、输电线路杆塔倾斜在线监测系统、输电线路覆冰在线监测系统、输电线路风偏在线监测系统、输电线路导线舞动在线监测系统、输电线路微风振动在线监测系统、输电线路导线弧垂在线监测系统、输电线路绝缘子污秽在线监测等系统。 产品特点： 1.支持3G/GPRS/CDMA网络，通信方式灵活； 2.采用太阳能供电系统供电，安装维护方便； 3.采用工业级产品设计，适合恶劣环境下工作； 4.具有检点自启动、在线自诊断功能； 5.具有数据采集、测量和通信功能，将测量结果传输到后端综合分析软件系统； 6.系统运行参数、报警参数、数据采集密度等可以远程设置； 7.具有数据存储、历史数据查询、报表、打印、曲线图绘制等功能； 8.具有自动分析报警提示值班人员功能；
项目视频监控系统施工方案
保障房项目 视 频 监 控 系 统 施 工 方 案 2016-6-15
一、项目概述 为满足业主安全和科学系统化管理的需要，以及对施工现场随时发生的情况进行全面、及时的了解和掌握，对意外情况能迅速做出正确判断，给出合理、有效、快速的指挥和处理。本设计从现场实际情况出发，在施工区域以及办公区设置若干监控点，进行数字化系统监控，提高现场安全防范水平。 二、设计依据 JGJ/T16-92《民用建筑电气设计规范》； GB502540259-96《电器装置安装工程施工及验收规范》； GB50169-92《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》； GA/T75-94《安全防范工程程序与要求》； GB500198-94《建筑物防雷设计规范》； 国家现行的有关行业标准、规范、规程和规定。 三、工程的施工技术、施工方法、工艺流程 3.1施工程序 线缆敷设→设备安装→设备调试→投入试运行→验收交付使用3.2主要施工方法
3.2.1系统安装 按照施工图纸的要求，明确安防系统中各种设备与摄像机的安装位置，明确各位置的设备型号和安装尺寸，根据业主具体需求确定安装要求。 根据安防系统设备的技术参数，由业主方做好各设备安装所需的预埋和预留位置。 根据安防系统设备的技术参数和施工设计图纸的要求。配置供电线路和接地装置。 摄像机的镜头应从光源方向对准监视目标，镜头应避免受强光直射。 从摄像机引出的电缆留有1m的余量，以便不影响摄像机的转动。 摄像机安装在监视目标附近不易受到外界损伤的地方，而且不影响附近人员的正常活动。安装高度室内不低于2.5m，室外不低于3.5m。 摄像机应尽量避免逆光安装。 解码器安装在离摄像机不远的现场，安装不要明显；若安装在吊顶内，吊顶要有足够的承载能力，并在附近有检修孔。 机架底座与地面固定，安装竖直平稳，垂直偏差不超过3‰；控制台正面与墙的净距不小于1.2m，侧面与墙或其他设备的净距不小于0.8m。 监控室内电缆理直后从地槽或墙槽引入机架、控制台底部，再引到各设备处。所有电缆成捆绑扎，在电缆两端留适当余量。并标示明显的标记。
远程视频监控系统设计方案
目录 1前言 (2) 2系统的组成 (3) 2.1前端设备 (3) 2.2图像的传输。 (3) 2.3控制中心 (4) 2.3.1图像的控制。 (4) 2.3.2图像的显示设备。 (4) 2.3.3图像的记录设备。 (4) 2.4系统结构图 (5) 3系统功能介绍 (6) 4系统配置 (10) 5费用说明 (11)
远程视频监控系统方案 1前言 当今视频是一个高速发展、日新月异的社会，社会安全生产问题也是日益复杂、多种多样，对安全生产的监管工作也要求与时俱进，采用新技术、新方法、新系统来进行合理有效的监管和指导。现在的建筑工地开工面积大、地域分布广，对监管巡查工作带来很大难度，对生产安全问题不能及时有效的控制。对目前的工作难点和经后工作的长远发展，特采用《远程视频监控系统》对施工工地进行监管。 远程视频监控系统是一门被人们日益重视的新兴专业，就目前发展看，应用普及越来越广，科技含量越来越高。几乎所有高新科技都可促进其发展，尤其是信息时代的来临，更为该专业发展提供新动力。远程视频监控系统可不间断，全方位的对施工工地进行远程监控和记录，可实现无人值守的全天候监控。可让施工工地长期有效的得到监督和指导，同时也可以减少人为因素对监管工作的影响。 远程视频监控系统在国防、公安、消防等众多领域得到广泛应用，也取得了很好的实用效果，对各领域的监管工作起到了很大的促进作用，也对监管工作的高效、创新起较大的推动作用。在工程建筑行业的安全生产监管工作中采用此技术是一个新的创举，也是发展的必然。
2系统的组成 远程视频监控系统由前端设备、图像的传输、控制中心、三部分组成。 2.1前端设备 这部分是系统的前沿部分，是整个系统的"眼睛"。它布置在被监控场所的某一位置上，其视场角能覆盖整个被监控场所。当被监控场所面积较大时，为了节省摄像机的数量、简化传输系统及控制与显示系统，在摄像机上加装电动的(可遥控的)可变焦距(变倍)镜头，使摄像机能观察的距离更远、观察得更清楚;有时还把摄像机安装在电动云台上，通过控制台的控制，可以使云台带动摄像机进行水平和垂直方向的转动，从而使摄像机能覆盖的角度更广、面积更大。总之，摄像机就像整个系统的眼睛一样，它把监控的容变为图像信号，传送到控制中心的监视器上。摄像装置主要包含摄像机、镜头、云台、解码器箱、报警探头、紧急按钮等。 2.2图像的传输。 传输部分就是系统的图像信号通路。一般来说，传输部分指的是传输图像信号。但是，由于某些系统除要求传输图像外，还要求传输声音信号，同时。由于需要在控制中心通过控制台对摄像机、镜头、云台、防护罩等进行控制，因而在传输系统中还包含有控制信号的传输，所以这里所讲的传输部分，通常是指由所有要传输的信号形成的传输系统的总和。传输部分的传输介质主要包括视频电缆、控制信号传输电缆、光缆等。如果采用数字摄像机，则需要利用互联网来传送信号，传输线路就是综合布线系统的双绞线。
电力监控系统方案一(海康方案)
电力监控联网总体设计方案 系统结构拓扑图： 变电站智能监控系统由站端系统、传输网络、主站系统这三个相互衔接、缺一不可的部分组成。 变电站的视频监控、环境监测、安全防范、火灾报警、门禁等子系统，大多各自独立运行，通过不同通道上传数据，甚至每套系统都配有独立的管理人员，很难做到多系统的综合监控、集中管理，无形
中降低了系统的高效性，增加了系统的管理成本。 本方案采用了海康威视DS-8516EH系列多功能混合DVR，兼容模拟摄像机和IP摄像机，充分利用现有模拟摄像机，保护已有投资；DS-8516EH还集成了各种报警、控制协议，可采集模拟量信号、串口信号、开关量信号，支持其他子系统的可靠接入，可以对环境监测、安全防范、门禁、消防等子系统进行集成。 系统集成改变了各系统独立运行的局面，满足了电力系统用户“减员增效”的需求。该技术不单是对各独立系统功能的简单叠加，而是对各功能进行了整合优化，并进行了智能关联。用户可以根据需要对各功能进行关联，满足规则后可以触发相应功能。 站端系统 站端系统对站内的视频监控、环境监测、安全防范、火灾报警、门禁、照明、给排水和空调通风系统进行了整合，主要负责对变电站视音频、环境量、开关报警量等信息进行采集、编码、存储及上传，并根据制定的规则进行自动化联动。 传输网络 变电站联网监控系统的网络承载于传输网络电力数据通信网，用于站端与主站、主站之间的通信。 主站及MIS网用户可以对站端系统进行监控，实时了解前端变电站的运行情况；站端系统的视音频、报警信息可上传至主站并进入MIS网，供主站及MIS网用户查看调用。
功能设计 随着电力调度信息化建设的不断深入，变电站综合监控系统除满足原有基本功能外，被赋予了许多新的要求。我们的联网监控系统应具备如下功能： 实时视频监视 通过视频监视可以实时了解变电站内设备的信息，确定主变运行状态，确定断路器、隔离开关、接地刀闸等的分/合闸状态，确定刀闸接触情况是否良好，以上信息通过电力SCADA遥测、遥信功能都有采集，但没有视频监控可靠清晰。视频监视的范围还包括变电站户外设备场地和主要设备间（包括主控室、高压室、安全工具室等），主站能了解监控场地内的一切情况。 环境数据监测 变电站的稳定运行离不开站内一次、二次设备的安全运行，自然条件等因素影响着设备的安全运行，高温、雷雨、冰雪、台风天气设备的事故发生率特别高，同时设备周边的环境状况也能反映设备的运行状况。监控人员为全面地掌握变电站的运行状况，需实时对温度、湿度、风力、水浸、SF6浓度等环境信息进行采集、处理和上传，生成曲线和报表，方便实时监控、历史查询、统计分析。 控制设置 上级主站通过客户端和浏览器可对所辖变电站的任一摄像机进行控制，实现遥控云台的上/下/左/右和镜头的变倍/聚焦，并对摄像机的预置位和巡航进行设置控制应具有唯一性和权限性，同一时间只允
变电站智能辅助监控系统
变电站智能辅助监控系统
变电站智能辅助监控系统 摘要：介绍了一种变电站智能辅助监控系统，系统以智能控制为核心，对变电站关键设备、安装地点以及周围环境进行全天候的状态监视和智能控制，并能将站端状态、环境数据、火灾报警信息、SF6监测、防盗报警等监测信息传输至调度管理中心。该系统满足了变电站安全生产和安全警卫的需求，具有非常好的推广应用价值。 关键词：智能；监控；网络；变电站 传统的变电站安防智能化系统受传统理念和技术的影响，各个子系统都是孤立的，以至于出现了一种监控“孤岛”现象，无形中降低了系统的实用性、稳定性和安全性，而且增加了投资成本。尤其是现在变电站系统平常的生产过程大量采用无人值守或少人值守的模式。而对于变电站这样的场所来说，远程、实时、多维、自动的智能化综合安保系统是变电站安全运作必备的前提条件。 系统总体设计 根据智能化变电站实际应用需求，把变电站智能辅助控制系统分为三级中心、九大子系统。
三级中心 变电站智能辅助控制系统(以下简称“辅助系统”)为分层、分区的分布式结构，按变电站智能辅助控制省级监控中心、变电站智能辅助控制地区级监控中心、变电站智能辅助控制区域监控中心系统和变电站智能辅助控制站端系统四 级构建，如图1所示。 变电站智能辅助控制系统从区域上分为三级中心，每级中心从技术上都分为主控中心、客户端和接口系统(预留)，用于扩充与其他系统之间的衔接，以及WEB浏览功能。主控中心：包含数据库和管理平台，实现数据存储、权限控制、实时监控、配置管理等全部功能。客户端：在变电站和其他必要的地方电脑上安装客户端，根据权限的不同，操作员可以进行相应的监控、管理和操作。接口系统：系统通过采用IEC61850通信规约与综合自动化等系统的接口和联动。WEB浏览：系统另外提供浏览器的方式，供值班和相关人员实时监控每个变电站区域的环境状态、报警状态、人员进出状态等实时状态。 九大子系统 辅助控制系统必须把环境、视频、火灾消防、SF6、防
视频监控系统施工方案
副本住宅小区监控系统 施工方案
视频监控系统施工方案 1. 工程的施工技术、施工方法、施工进度计划、工期安排 1.1施工程序 线缆敷设→设备安装→设备调试→投入试运行→竣工资 料整理→验收交付使用 1.2主要施工方法 1.2.1系统安装 按照施工技术图的要求，明确安防系统中各种设备与摄像机的安装位置，明确各位置的设备型号和安装尺寸，根据供应商提供的产品样本确定安装要求。 根据安防系统设备供应商提供的技术参数，配合土建做好各设备安装所需的预埋和预留位置。 根据安防系统设备供应商提供的技术参数和施工设计图 纸的要求。配置供电线路和接地装置。 摄像机应安装在监视目标附近，不易受外界损伤的地方。其安装位置不易影响现场设备和工作人员的正常活动。通常最低安装高度室内为2.50米，室外3.50米。 摄像机的镜头应从光源方向对准监视目标，镜头应避免受强光直射。
摄像机采用超5类网线及光纤。 必须在土建、装修工程结束后，各专业设备安装基本完毕，在整洁的环境中安装摄像机。 从摄像机引出的电缆留有1m的余量，以便不影响摄像机的转动。 云台安装时按摄像监视范围决定云台的旋转方位，其旋转死角处在支、吊架和引线电缆一侧。 电动云台重量大，支持其的支、吊架安装牢固可靠，并考虑其的转动惯性，在它旋转时不发生抖动现象。 安装球形摄像机、隐蔽式防护罩、半球形防护罩，由于占用天花板上方空间，因此必须确认该安装位置吊顶内无管道等阻档物。 在监控室内的终端设备，在人力允许的情况下，可与摄像机的安装同时进行。监控室装修完成且电源线、接地线、各视频电缆、控制电缆敷设完毕后，将机柜及控制台运入安装。 机架底座与地面固定，安装竖直平稳，垂直偏差不超过3‰;几个机柜并排在一起，面板应在同一平面上并与基准线平行，前后偏差不大于3mm，两个机柜中间缝隙不大于3mm。控制台正面与墙的净距不小于1.2m，侧面与墙或其他设备的净距不小于0.8m。
港口智能化视频监控系统方案
港口数字智能视频监控方案 公司名称：北京光桥科技股份有限公司
目 录 1．概述 (3) 2．设计原则 (4) 3．设计规范和依据 (6) 4．系统功能和特点 (7) 5．方案设计 (14) 6．中心管理平台 (17)
1.概述 随着全球一体化进程的加快和国际经济活动的日趋频繁以及供应链管理思想的兴起，现代港口特别是大型枢纽港的地位越来越突出，港口码头的运作和管理逐渐与整个交通运输和仓储配送的大链条融合在一起。作为开展现代物流服务的推进器与连接器，港口处于陆运和水运两大基本运输方式的联结点，现代客流、物流活动所要求的全过程、全方位系统跟踪管理已成为现代港口的主要服务内容，涉及到口岸功能，多式联运功能，监管进出境的运输工具、货物、行李物品、邮递物品和其他物品，征收关税和其他税、费，查缉走私，并编制海关统计和办理其他海关业务；货物集散、中转、仓储功能，货代和船代功能，集装箱CY和CFS功能，管理信息系统及EDI应用功能，生产、生活辅助服务功能等等。 按照港口数字化视频网系统的总体规划和设计要求，建立和完善港区各作业区域，锚地、航道、泊位、堆场、门卫、公安交通、环境监测等数字化视频监控系统。在码头各作业区域建立视频监控系统的基础上，为海关、港口公安局、海事局、边防等其他协作单位，提供监控点及相应的控制手段，与以上单位建立统一和共享的视频监控网络，逐步完成港口的数字化视频网建设。 为提高港口海关的工作效率，更好地实施“依法行政，为国把关，服务经济，促进发展”的方针，进一步满足社会经济发展与人们文明生活的高标准要求，创造一个安全、方便、快捷、高效的港口与营运环境。
电力监控系统方案一海康方案
电力监控系统方案一海 康方案 Hessen was revised in January 2021
电力监控联网总体设计方案 系统结构拓扑图： 变电站智能监控系统由站端系统、传输网络、主站系统这三个相互衔接、缺一不可的部分组成。 变电站的视频监控、环境监测、安全防范、火灾报警、门禁等子系统，大多各自独立运行，通过不同通道上传数据，甚至每套系
统都配有独立的管理人员，很难做到多系统的综合监控、集中管理，无形中降低了系统的高效性，增加了系统的管理成本。 本方案采用了海康威视DS-8516EH系列多功能混合DVR，兼容模拟摄像机和IP摄像机，充分利用现有模拟摄像机，保护已有投资；DS-8516EH还集成了各种报警、控制协议，可采集模拟量信号、串口信号、开关量信号，支持其他子系统的可靠接入，可以对环境监测、安全防范、门禁、消防等子系统进行集成。 系统集成改变了各系统独立运行的局面，满足了电力系统用户“减员增效”的需求。该技术不单是对各独立系统功能的简单叠加，而是对各功能进行了整合优化，并进行了智能关联。用户可以根据需要对各功能进行关联，满足规则后可以触发相应功能。 站端系统 站端系统对站内的视频监控、环境监测、安全防范、火灾报警、门禁、照明、给排水和空调通风系统进行了整合，主要负责对变电站视音频、环境量、开关报警量等信息进行采集、编码、存储及上传，并根据制定的规则进行自动化联动。 传输网络 变电站联网监控系统的网络承载于传输网络电力数据通信网，用于站端与主站、主站之间的通信。
主站及MIS网用户可以对站端系统进行监控，实时了解前端变电站的运行情况；站端系统的视音频、报警信息可上传至主站并进入MIS网，供主站及MIS网用户查看调用。 功能设计 随着电力调度信息化建设的不断深入，变电站综合监控系统除满足原有基本功能外，被赋予了许多新的要求。我们的联网监控系统应具备如下功能： 实时视频监视 通过视频监视可以实时了解变电站内设备的信息，确定主变运行状态，确定断路器、隔离开关、接地刀闸等的分/合闸状态，确定刀闸接触情况是否良好，以上信息通过电力SCADA遥测、遥信功能都有采集，但没有视频监控可靠清晰。视频监视的范围还包括变电站户外设备场地和主要设备间（包括主控室、高压室、安全工具室等），主站能了解监控场地内的一切情况。 环境数据监测 变电站的稳定运行离不开站内一次、二次设备的安全运行，自然条件等因素影响着设备的安全运行，高温、雷雨、冰雪、台风天气设备的事故发生率特别高，同时设备周边的环境状况也能反映设备的运行状况。监控人员为全面地掌握变电站的运行状况，需实时对温度、湿度、风力、水浸、SF6浓度等环境信息进行采集、处理和上传，生成曲线和报表，方便实时监控、历史查询、统计分析。 控制设置
施工现场视频监控系统管理办法(最新版)
施工现场视频监控系统管理办 法(最新版) Safety management is an important part of enterprise production management. The object is the state management and control of all people, objects and environments in production. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0584
施工现场视频监控系统管理办法(最新版) 第一章总则 第一条随着集团公司经营规模的不断扩大，为及时掌握施工现场动态的形象进度，切实加强对施工现场安全生产的监管力度，确保安全生产、文明施工贯穿于施工全过程，集团公司决定在所有符合监控系统安装条件的施工现场安装无线视频监控系统，特制定本办法。 第二条利用视频监控系统对施工现场安全设施、安全标识、临建搭设以及现场作业情况进行监控，通过远程可视化管理措施，借以促进和提高安全文明施工的管理效果，达到进一步提升施工现场安全质量管理水平的目的。 第三条本规定所指监控系统的管理工作，包括前期准备、施工
建设、维护保养、完工拆除的全过程管理。 第二章管理单位和职责 第四条信息化部负责监控软硬件系统的建设、管理工作。主要职责: 4.1.软件部分： 4.1.1负责监控系统平台的建设和日常管理维护，保障监控系统的正常运行。 4.1.2根据使用单位申请，经集团公司主管领导批准，为用户开通监控系统使用权限。 4.1.3负责为监控系统用户提供技术指导和技术服务，做好用户的技术保障工作。 4.1.4负责监控系统平台的完善改造和软件程序优化工作，以满足用户的工作需求。 4.2.硬件部分 4.2.1负责各监控点的监控系统的采购、发放和登记工作。 4.2.2负责指导项目部等监控安装点的监控系统安装。
视频监控系统设计方案
网络监控系统设计方案 导读：本次设计方案中，视频监控系统分为如下几个部分，每部分的基本功能和组成如下： (一) 前端视频数据采集部分：通过网络摄像机实现对各个监控区域的图像采集；前端视频数据 采集设备包括红外一体化网络摄像机、网络半球、网络智能球、高清网络摄像机、立杆、墙挂支架等设备。 视频监控总体设计 1.1. 网络视频监控系统组成 本次设计方案中，视频监控系统分为如下几个部分，每部分的基本功能和组成如下： (一) 前端视频数据采集部分：通过网络摄像机实现对各个监控区域的图像采集；前端视频数据采集设备包括红外一体化网络摄像机、网络半球、网络智能球、高清网络摄像机、立杆、墙挂支架等设备。 (二) 视频数据传输部分：通过超五类双绞线、室外4芯室外多模铠装光缆、光电转换设备和网络交换机等设备组成转发视频图像数据的传输网络，并通过传输网络将图像数据从前端监控设备传送到后端监控中心进行视频显示和存储，主要设备和线材包括：网络交换机、光电转换设备、超五类双绞线、室外铠装光缆等。 (三) 视频监控中心部分：视频监控中心是将前端采集的视频图像信息通过软件解码，转化为图像信号传送到监视器上，形成直观图像信息并且显示出来，同时对视频信息按照存储策略进行存储。通过网络监控中心管理平台对整个系统进行统一操作、配置、管理，其中主要设备网络监控中心管理平台、监控录像主机、大尺寸电视等设备。 (四) 监控终端部份：监控终端主要功能是监看实时视频画面、查询回放录像、抓拍图像、手动录像，主要包括监控客户端、多路视频解码器。 1.2. 监控系统拓扑图
1.3. 前端视频监控部分 1.3.1. 前端监控点设置说明 序号安装位置产品名称 单 位 数量备注 1 负一层停 车场 红外一体化网络摄像 机 台11 监控车位及通道，安全通道等出入口情 况