变电站监控系统精选(九篇)
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第1篇：变电站监控系统范文
对于无人值守变电站来讲，图像监控是整个变电站系统的重要组成部分，通过图像监控系统将变电站遥控、消防、防盗及报警联网系统有机结合起来，对实现变电站系统的安全、可靠性运行意义重大。随着现代科技水平的不断提高，图像监控系统技术得到了不断提升，如何有效地将图像监控系统技术有效应用到变电站系统中是当前我们研究的重要课题。
1、图像监控系统技术发展现状
1.1图像监控的发展历程
从图像监控技术的发展历程分析，截止到现在经历了三个阶段，具体为：
（1）模拟阶段。监控设备监控所得到的图像视频通过电缆传输至主机将图像视频进行模式。
（2）半数字阶段。监控设备监控所得到的图像视频监控得到的图像视频通过电缆传输至主机硬盘录像机或者是多媒体控制主机对数字进行处理并存贮。
（3）全数字阶段。监控设备的前段图像采集设计输出（数字信号）通过流媒体技术实现图像信号网络多路复用传输。通过网络虚拟矩阵控制主机实现整个图像监控系统的信息处理和控制。当前，全数字化已在图像监控系统中得到了广泛的应用，有效地改善了传统图像监控系统对信息采集、传输、处理及系统控制方式[1]。
1.2图像压缩标准选择
变电站系统中的图像监控系统，主要的功能作用是对前段变电站的周边环境、运行环境的图像进行自动监控、告警和存储。但由于变电站的图像监控系统是全天候不间断的监控，监控视频的原始数据量很大，需要经过压缩编码处理后才能通过通信网络传输并存储到主机硬盘内。此外，基于网络传输业务量会随着变电站站点数量的增加而增加，需要对变电站的图像压缩选择一个统一的标准，避免图像压缩标准不一，造成管理难度大，导致电力系统通信网络的安全性得不到保障。当前，世界多数国家普遍采用图像压缩标准为：MJPEG、H.263、MPEG-1、MPEG-2及MPEG-4等。其中，MPEG-4的编码基于对象，可以智能地分配带宽，根据用户的实际需求调整带宽，保证用户的图像质量[1]。
2、变电站图像监控系统主要配置
变电站图像监控系统主要配置由厂站端设备、传输通道设备及主站端设备等构成。
2.1厂站端设备
变电站的厂站端设备主要由前端设备和图像编码压缩服务器组成。前段设备可分为摄像机单元和图像矩阵等；图像编码压缩服务器可分为控制解码器、编解码器及报警控制装置等。通常，厂站端设备会将从现场采集到的图像、音频及数据通过编解码器处理后通过数字通信通道传输至主站设备。另外，厂站端设备还需将主站端所传输的控制命令进行解码，以便能够获得主站镜头或云台等可控制装置的控制信号[1-2]。
2.2传输通道设备
传输通道是变电站同监控中心的纽带和桥梁，是实现变电站图像控制系统信息数据有效的输入和输出的重要手段和途径。从某种程度上讲，传统通道功能性的稳定发挥对变电站图像监控系统的安全、可靠性运行和图像传输质量有着直接性影响。基于通信线路带宽不是无限大的，为了能够保证信息数据的有效传输，不受带宽的限制，这就需要通过对图像进行压缩的手段来实现，获得远程图像并对其进行实时监控。通常，图像监控系统的现场摄像机采集到的是模式信号，但模拟信号无法直接在线路上进行传输，需要对模拟信号进行数字化处理。就图像监控系统的图像及数据的传输方式为E1传输方式，所有的远端受控变电站监控图像都需要通过自身独立的线路进行分控中心和集控中心构成TCP/IP 网络。具体来讲，远端变电站图像压缩设备将监控图像编码压缩为数据包之后，经各自的E1传输线路将监控图像数据包传输至各字服务的电力公司以太网，电力公司分控中心和集控中心的图像处理设备根据电力公司实际需求选择图像数据包，并对其解码，分析处理后将其传输到监控中心再进行分析、处理 [2]。
2.3主站设备
主站通常是由多个监控终端构成，通过分时形式完成不同类型的图像监控任务。监控终端则由视频监控终端、显示器、网络连接设备、远程监控、图像传输以及硬盘录像软件组成。对于功能性要求强、复杂的主站设备还有数字录像数据库服务器、报警数据库服务器、辅助监控终端等等。这类构造形式可方便地建立分级变电站图像监控体系，是当前变电站图像监控系统发展的主要方向。
3、变电站图像监控系统的功能性
3.1实时图像监视
（1）变电站视频监控主机能对接入视频信号进行全天候的本地录像，并将录像存储在硬盘，存储时间一般不少于一个月，以便变电站对整个变电站系统运行实际情况通过调出图像观看来了解。（2）变电站巡检监控，可根据设备的功能特点制定巡检表，监控管理人员只需根据所制定的巡检表内容，按照一定的操作要求输入巡检的具体内容就可进行巡检监控。（3）变电站图像监控系统还应具备监视前端站点物体移动侦测和静止图像变化分析的功能。在自动检测监控图像框内有物体明显移动并有超出其动作范围的限定值之后，应能够触发报警器报警[2-3]。
3.2操作管理功能
（1）变电站图像监控系统具有录像功能，但其录像资料管理目前还是人工管理模式，需要进一步对系统自动录像资料管理技术的研究。（2）为了能更好地发挥出图像监控系统服务于终端的功能，应实现对前端云台和摄像机控制，比如摄像机可全方位地转动，摄像头可通过遥控实现远、近焦距的变焦等。（3）应能通过安装客户端软件远方登录或利用WEB浏览器远方登录查看前端图像监视信号，但若要进行远方控制则必须要取得授权[3]。
参考文献
[1]袁荣湘，涂晓平.变电站远程图像监控系统的功能与组网探讨[J].电力系统及其自动化学报，2003，24（9）：55～58
第2篇：变电站监控系统范文
关键词：变电站；监控系统；数据库数据采集；报警装置
中图分类号：TP336 文献标识码：A 文章编号：101)9-2374(2011)01-0121-02
1 监控系统主要功能
变电站自动化的主要功能就是在主控端与被控端之间完成四遥控能，具体为遥控、遥测、遥信、遥调。遥控主要是指监控计算机发出一些控制类命令，比如一些刀闸的切合，断路器的断开与吸合。它是指一些离散的信息。遥测是指被控设备向监控主机提供现场的电流电压功率等模拟量信息。遥信是指被控端详主机提供一些设备的报警之类的信息。遥调是指监控主机对被控设备进行一些参数的调整。本监控系统主要功能如下：
(1) 数据采集：下位机传上来的数据…可以大体分为两类。一类为模拟量信息，主要对应现场的电压电流等等。另一类为现场的开关量，对应于现场报警信息等。
(2) 安全监控：对变电站的运行工况与设备状态进行监控，当设备发生故障时，监控主机可以凭借计算机的多媒体功能实现声光报警功能。同时还可以将事故信息进行打印记录和存储。
(3) 事件记录：事件记录包括刀闸开合记录和故障时间类型记录。
(4) 控制操作：可对断路器，隔离开关的开合进行操作。
(5) 报警门限设定，主要是根据上级调度中心的要就改变报警门限值。
2 监控系统总体结构
随着大规模集成电路的普及，计算机监控也走进各大中小型变电站。变电站监控系统结构简单，骨干清晰，一目了然。图1为监控系统总体结构图。
从图1中可以清晰的看到一个小规模变电站可以分为上位机控制层，中间通讯线路层和最底层现场保护与设备层。各层之间层次清楚，分工明确，相互合作，各司其职，相互沟通，完成监控。上位机层由一台监控主机，一台打印机和一个中小型数据库构成。
中间通讯层为通讯的链路层，一般为双绞线、光缆、电缆等。现场保护层包括电量变送器，开关量采集单元，各种具体的保护装置等。这套监控系统以计算机为基本装置，实现对整个过程的直接调节监控，现场的各保护装置通过电量变送器将现场信息反馈给中央主机，中央主机将这些信息以图形文字等形式显示在屏幕上，实现动态跟踪现场情况。
中央主机装有监控主程序，是整个监控系统的控制核心，主要完成两类任务。第一类，与下位机通讯类，这类里面主要包含与下位机的访问，下位机对上位机的访问的应答，这些应答的信号里含有很多信息，大体分为状态信息，反应下位机的工作状态，数据信息，反应现场的各种数据，当然这些数据是数量。具体细节将在下位机一章中给予明确的阐述i第二类，上位机类。这类里面主要完成对下位机传上来的数据进行分类整理、存储、打印、形成各种报表，并以图形的生动的形式直观的反映给监控室的工作人员，同时也有一些辅助功能。
3 监控系统硬件
变电站上位机层面的硬件最主要有监控主机、打印机、数据库等。系统下位机现场保护层的硬件结构主要有数据采集卡。采集卡完成现场的实时数据采集，并完成部分数据处理，上位机通过预先规定好的协议，可以向下位机传达各种控制命令，同时将下位机传上来的各种数据分类处理并存储到数据库中。中央主机一般安放在中央监控室内，并配有相对齐全的办公自动化设备，它将根据上层调度中心或本监控室的工作人员的命令完成数据的接收、显示和打印，并可以在权限许可的情况下，通过中央监控主机对现场的断路器、隔离刀闸、变压器等进行人工操作和越限报警定值的修改。
通讯层面的硬件主要是物理层的连接线，如果采用无线连接数据传输模式，则无线电波或是卫星电波将是它的主要传递载体。如果采用有线连接数据传输模式，目前常见的普通载体为的双绞线、光缆、通讯电缆等。不同的传输模式，其通讯速度是不一样的，有线通讯常见通讯方式有RS232，485，CAN总线等方式。本设计为R$232通讯方式。采用带屏蔽的三芯电缆。
下位机现场保护层硬件主要是采集板，实现上下位机的通讯。通过它，上位机可以向下位机发出控制命令，下位机响应控制命令后，通过它将现场的实时数据传给上位机。采集单元主要完成的任务是将现场的电压、电流、有功、无功、频率、电能等参数和各个开关状态，通过电量变送器发送给上位机。上位机监控软件实时显示这些信息，操作人员通过屏幕可以了解到现场数据。采集到的数据可以自动保存到数据库中以备后来参阅。现在变电站的下位机一般都具有采集外加保护功能251，本次设计的下位机只有采集功能。
4 监控系统软件
软件的运行需要一个稳定的运行环境，要求系统软件具有良好的安全性和稳定性。鉴于此程序设计时通常采用结构上独立，每个模块单独完成专一的任务。模块之间的通讯目前也有成熟的技术，常见的有COM编程。基于模块化的编程思想，把本软件的功能分块划分设计，所以采用分层分块的软件结构。这样的模块化设计的程序，使得程序安全，易于扩展，调试方便，易于修改，维护方便。本设计的上位机软件结构如图2所示，
从图2可以清晰的看到软件分为上中下三层，分别对应为系统软件层、支持软件层、应用软件层三个部分。三者之间相互协调，互相访问，完成监控功能。
参考文献
第3篇：变电站监控系统范文
关键词：变电站；监控系统；遥控模式；遥控号；双重识别
中图分类号：TM734 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2012）07-0107-03
随着变电站无人值班运行模式的日益普及，对变电站远程监控功能的要求不断提高。但当前遥控的执行主要以遥控号为单一依据来开展，若某一遥控对象在调度端和变电站端产生的遥控号不一致，则在遥控该对象的过程中会出现遥控不成功甚至误遥控的后果。这与电力企业目前所强调的“提高供电可靠性”的服务理念相违背；相反，它就好像是一颗不定时炸弹，随时都有爆炸的可能，同时，在某种程度上也给运行维护人员带来较大的心理负担，不利于电网的安全有效运行。文献[3-9]给出了一些集控站防误闭锁系统改造的研究，指出了目前关于远方遥控防误措施、相关规章制度，以及运行人员误操作潜在的安全隐患以及一些改进方法。对此，本文结合个人的实际工作经验，主要从如何提高遥控的可靠性出发，提出改进遥控模式的一些建议，以期对电网的安全可靠监控有一定的促进作用。
一、目前变电站的通信结构
目前常用的变电站监控系统通信结构如图1所示，远动装置和后台工作站主要通过以太网直接与间隔层设备进行通信，而若某个保护测控或测控装置因规约原因无法直接与远动装置进行通信的，则需进行规约转换。远动装置再通过专线通道或网络通道与主站系统进行通信。因此，在遥控的执行逻辑上，主要涉及主站（或后台工作站）、远动装置和测控装置三个对象，而若遥控对象所对应的测控装置需要规约转换装置进行规约转换的，则还需经过规约转换环节。
二、目前遥控的过程和存在的问题
（一）遥控的过程
遥控的过程包括选择（预置）、返校和执行（或撤销）三个阶段，其逻辑过程如图2所示：
图2中：
步骤①：调度操作员先在主站的操作界面上选择某站的某个开关，若主站端具有五防功能，则此时系统界面上会弹出一个对话框，要求输入要遥控的开关编号，当调度员输入的开关编号和所选择的遥控开关一致时，才能进行下一步的遥控操作；而若主站端没有五防功能，则调度操作员选择遥控开关之后，遥控选择命令将直接经远动通信规约下发站端。
步骤②：远动总控根据收到的调度下发的控制命令（遥控选择），根据遥控号在数据库的定义关系（如IP等），找出相应的测控装置，并将解释后的信号下发测控装置。
步骤③：测控装置根据收到的远动总控下发的信号后，进行全面核对，包括检查开关是否可控及预置报文的参数是否正确等（核对过程主要根据遥控对象的遥控号开展），若核对正确则向远动总控发返校正确信号；若错误，则发返校错误信号。
步骤④：远动总控根据测控上发的返校情况，相应地转发调度。
步骤⑤：调度值班人员根据远动总控返回的信号，进行下一步的执行或撤销命令。
步骤⑥：远动总控再根据调度下发的控制命令（遥控执行或撤销）和遥控号，根据数据库的定义关系（如IP等），找出相应的测控装置，并将解释后的信号下发测控装置。
步骤⑦：测控装置根据收到的控制命令，进行相应的操作（撤销遥控命令或分合开关等）。
至此，一个从主站到站端的遥控命令结束。
（二）问题分析
从上述的遥控过程我们可以看出，在遥控对象的识别上，存在下述一些问题：
1．整个过程是基于遥控号来开展的，若某一对象的主站和变电站数据库配置的遥控号不一致，则在对该对象的遥控操作上会出现不能操作或误操作的可能。尽管在步骤①中存在需进行遥控的开关编号的核对环节，但这只是在调度层面实现的确保操作对象的正确性，而未能确保或决定整个遥控过程的可靠性。
2．此外，某些厂家（如深圳南瑞和南瑞继保）的远动总控的调度信号转发表是非自动生成的，在编辑界面易被改动，若在涉及远动总控的工作结束前维护人员没有认真核对遥控转发表，则会存在导致站端的转发表顺序和主站端不一致的可能，从而存在误遥控的隐患。
因此当前的遥控操作模式可靠性较低，不利于电网的安全可靠运行，需尽早采取有效措施以进行处理。
三、遥控模式的改进方案
（一）改进方案
由于当前的遥控模式，是基于主站和变电站中数据库的遥控对象的遥控号产生的，属于单一对象识别方式。若在遥控过程中存在遥控对象的主站和站端的遥控号不一致的情况，则会出现不能遥控甚至误遥控的后果。因此，需采取有效措施在遥控过程中实现对遥控对象的双重识别或判据。鉴于某开关编号在某变电站中的唯一性，在遥控的执行过程中，可将其和遥控号作为双重识别，从而提高遥控的可靠性，在很大程度上能避免上述问题的产生。
如何在遥控操作的过程中实现对遥控对象的双重识别，可通过以下两个方面实现：
1．修改当前所应用的远动通信规约，使其支持遥控过程中的遥控对象双重标识（包括遥控号和开关编号）的传输。
2．升级调度自动化系统和站端远动系统的相关程序，使其支持新规约的应用。其中调度自动化系统在程序升级之后，当操作员对某开关进行选择、执行或撤销操作命令时，能自动通过主站数据库将对应的开关遥控号和开关编号绑定下发站端；而远动装置经过程序升级之后，能够根据操作命令中的遥控号调出自身参数定义库中遥控对象的开关编号，并将调出的开关编号和调度下发的开关编号进行核对，若一致，则才将控制命令下发对应的测控装置；若不一致，则直接向调度发送返校错误信号，而同时无需将控制命令下发测控装置。
因此，若能实现遥控过程的双重识别，则遥控的主要过程将变成如图3所示：
即调度操作员在选择、执行或撤销某站的某个开关时，主站系统通过对应的数据参数库，将包含遥控号和开关编号的遥控选择命令经远动通信规约下发站端。
远动总控根据收到的调度下发的控制命令，通过遥控号调出远动总控数据库对应的开关编号，将其与调度下发的开关编号进行对比，若不一致，则直接向调度发送返校错误信号；若一致，则将该选择命令下发相应的测控装置（通过遥控号和开关编号选择对应的测控IP地址）。
测控装置根据收到的远动总控下发的命令后，进行返校、执行或撤销等。
（二）新模式的优点
1．对遥控对象进行遥控号和开关编号的双重识别，即使在遥控过程中出现遥控号或开关编号的单一错误，也不会出现误遥控的后果，而两者同时出现错误的可能性较小，大大提高了遥控的可靠性。
2．大大减轻了运行维护人员的心理负担。
3．由于同一个站的各个开关编号的唯一性，使得操作人员在遥控某个站的开关时，不会出现误遥控的可能；此外，同一地区的变电站的110kV及以上的线路开关编号一般都不同，这出现误遥控的可能性更小，这在一定程度上促进了主网的安全稳定运行。
四、结语
鉴于当前遥控模式存在的弊端对“提高供电可靠性”和“缩短用户停电时间”等服务理念有着较为不利的影响，以及对调度操作人员和自动化维护人员产生较大的心理负担等负面效果，需对当前的遥控模式进行改进，以更好地保障电网的安全可靠运行。
参考文献
[1] 刘贯宇．电力系统远动技术[M]．北京：水利电力出版社，1986.
[2] 赵希止．强化电网安全 保障可靠供电――美加“8 14”停电事件给我们的启示[J]．电网技术，2003，27（10）.
[3] 肖永立，张瑜，刘音．变电站遥控操作时防误闭锁措施的实现[J]．电力系统自动化，2005，（22）.
[4] 骆海涛．集控站变电站微机防误系统改造[J]．内蒙古电力技术，2009，（3）.
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[6] 郑玲．集控站变电站运行模式及防止误操作探讨[J]．广东科技，2008，（22）.
[7] 谭跃凯，李胜利．集控站变电站微机防误闭锁系统的应用探讨[J]．高压电器，2002，（3）.
第4篇：变电站监控系统范文
关键词：监控系统 遥测 遥信 遥控 微机监控系统
一、 变电站监控系统的发展
变电站是企业的动力心脏，其监控系统的发展经历了几个不同阶段。
在早期，变电站没有办法及时地了解和监视各个车间或线路的运行情况，更谈不上对各个车间和线路进行直接控制。全厂供电系统的设备运行情况，各个生产车间，各条线路的电流，电压，功率等情况调度中心都不能及时掌握，调度员和各个车间的联系主要是电话，每天由各车间值班人员定时打电话向调度员报告本车间的电流，电压，功率等数据，调度员需根据情况汇总，分析，花费很长时间才能掌握全厂供电系统运行状态的有限信息。严格说来，这些信息已经属于“历史”了。调度员只能根据事前通过大量人工手算得到的各种系统运行方式，结合这些有限的“历史”性信息，加上个人的经验，选择某种运行方式，再用电话通知各个车间值班人员进行调整控制。一旦发生事故，也不能及时了解事故现场情况，及时进行事故处理。需要较长的时间，才能恢复正常运行。显然，这种落后的状况直接影响企业的安全运行。
监控系统的第二个发展阶段，是远动技术的采用。安装于各个车间的远动装置，采集各车间的负荷情况，各线路电流，电压，功率等实时数据，以及各开关的实时状态，然后通过控制电缆传给调度中心并直接显示在调度台的仪表和模拟屏上。调度员可以随时看到这些运行参数和全系统运行方式，还可以立刻“看到”开关等设备的事故跳闸（模拟屏上相应的图形闪光）。调度中心可以有效地对全厂供电系统的运行状态进行实时的监控。调度员还可以在调度中心直接对某些开关进行投入和切除的操作。这种布线逻辑式的装置的采用，使变电站的监控系统可以实现遥测，遥信，遥控的功能。
监控系统的第三个发展阶段，是电子计算机在工业控制系统中的应用。现代企业生产规模越来越大，对电能质量及供电可靠性的要求越来越高，由于能源紧张，人们对系统运行的经济性也越来越重视。全面解决这些问题，就需要对大量数据进行复杂的分析和计算。监控系统需要装备类似人的“大脑”的设备，这就是电子计算机。
二、 微机监控系统的应用
这是一套面向企业变电站的微机监控系统。系统结构图如图1所示：
（图1）
主机和前置机采用CPU586，主机采用一机双屏显示。RTU采用CPU8098单片机，交流同步采样技术，RTU与前置机采用有线通信。
转贴于 系统软件结构框图如图2所示。
（图2）
该系统采用先进的WINDOWS98及WINDOWS NT窗口管理平台。系统软件提供良好的人机交互界面，操作简单易用，几乎所有的功能只需使用鼠标移动或单击即可完成。系统信息量大，主机采用一机双屏方式。系统配置灵活。作为分散型控制系能统的性，该系统是开放式的，可以实现在线编辑。在不退出实时系统的情况下，用户可编辑，修改，建立各种实时数据，图表报表，并可随时打印或实时观察所修改的内容。遥信各开关的状态，事故信号，电能脉冲的计量的等。可对任意一条线路的负荷进行控制和分析。系统设有事件浏览和系统日志功能，主要将整点数据存盘记录，对系统内发生的故障事件进行分类存档，对各项操作记录在案。画面管理功能由专人进行对模拟图、报表、操作票，数据显示的定义和生成。全厂的供电系统图，平面图以及各种操作票，管理图表均可在系统内生成并随时打印输出。该系统可对关键设备的负荷情况进行监控以便对设备运行情况和工艺执行进行分析。
三、 结束语
第5篇：变电站监控系统范文
【关键词】变电站；新型智能；视频监控系统
通过智能化视频监控系统的应用--遥视，加强对变电站及无人值守变电站在安全生产、防盗保安、火警监控等方面的综合管理水平，通过建设集中式远程智能化视频分析监控系统，以IP数字视频方式，能够对各变电站/所的有关数据、环境参量、图像进行监控和监视，实时、直接地了解和掌握各个变电站/所的情况，并及时对发生的情况做出反应，适应许多地区变电站的需要。本项目旨在研发一套作业现场视频智能分析安监系统，通过现场视频系统、主平台（服务器）、视频分析系统及接受终端，采用3G通讯技术进行数据传输，实现作业人员作业人员随意跨越安全围栏、进入带电间隔情况下报警、提醒，实现作业现场全过程视频监控，并可用远程PC、手机等终端进行访问。此安全监控系统主要有轨道系统、智能识别行为分析系统和智能控制子系统。
1 视频监控系统概述
视频监控系统是一种融合多种技术、多种功能的高端数字化技术，不仅涵盖了网络、计算机技术，而且还包含了电子信息等技术，不断朝着系统智能化、传输数字化和功能综合化的方向发展。纵观视频监控技术这二十年来的发展，可以发现其技术手段，从最初的模拟视频监控系统，到后来的数字视频监控系统，再到今天所使用的、更为先进的分布式视频监控系统共经历了三次革新。
最初的模拟视频监控系统，主要是采用模拟信号结合图像的处理技术和数据传输完成监测监控任务的。第一代监控视频的生成是模拟信号结合必备硬件摄像机、同轴电缆的共同作用。视频生成后就会有序的被传送到控制室的监视器上，监测人员通过观察监视器的显示屏就能实时掌握被监视地点的情况。第二代视频监控系统主要依靠视频传输技术、数模混合处理方法和全数字化处理方法。现在所应用的第三代分布式视频监控系统，具有低成本高性能的特点。其利用现有的计算机网络和系统的固定网络结合移动多媒体技术完成监测活动。监测时监控系统能够自动分析、处理前端具价值的视频信息，然后通过有线或者无线网络，把视频信号传送给控制中心，实现监控全程自动化。
2 现有技术的不足
变电站值班的工作人员为了保证电网的可靠、高效运行，在没有智能化视频监控变电站系统的情况下，不仅要负责识别和监控电网的各种运行参数，而且还要操作各种无人值守变电站监控设备，这使得变电站值班人员的任务加重了。除此之外，无人值守变电站依赖于现在的视频监控技术，然而由于视频系统在当前存在有很多明显的缺点或不尽如人意，这就为电网的安全运行带来了许多潜在的不安全问题。
目前，变电站视频监控系统存在一些不足，主要体现在以下几个方面：
（1）变电站的突发事件一般没有出现在公众视野，都是在后台操作；
（2）多用于视频检测，还不能达到视频监控的水平；
（3）多需要人工监测，智能化水平低；
（4）视频访问设置过于简单。
（5）多采用静态图像做出，用动态视频处理的少；
从以上分析可以看出，由于缺乏必要的智能分析、智能处理能力，现有的视频监测和监控系统在应对复杂的电力系统安全需求和防范需要方面，显得有些力不从心。因此，无论是视频监控技术发展的需要，还是电力系统安全生产的需要，都需要开发一套适合电力系统需求的智能视频监控系统。
3 本系统使用的主要技术
3.1 智能视频分析
通过高清全镜摄像机视频设备，支持穿越警戒面检测、进入离开入侵区域检测、检修区和运行区检测等应用。针对监视目标进行实时检测并按照设置的预案触发报警，发生入侵运行区行为后，系统可通过就地和远程同时报警。智能视频分析系统不受设备和树木的影响。能正确判定有人员闯入。此系统采用的方法是通过背景建模、模式识别算法和人工智能算法等多领域的技术，实现对画面定区域――“仓位牌”进行识别和分辨；“仓位牌”包含有物料名称、型号、数量及工程名称等等信息；在摄像头获取“仓位牌”信息后，系统设置为一个报警信号，将“仓位牌”信息录入到系统里，包括仓位牌名称和仓位牌位置以及视频查看点位置，从而实现仓位牌自动录入功能。
3.2 高清180度实时视频监控
系统采用180度高清全镜摄像机采集对整个变电站作业现场各方向进行监控，并将视频上传到主平台，通过客户端和浏览器可以实时掌握变电站作业现场的一切情况，对高清球机摄像机进行控制，实现遥控云台的上/下/左/右和镜头的变倍/聚焦。
3.3 采用180度高清全镜摄像机对变电所全天候，全方位，立体式监控，经过行为分析仪配合高清球机，实现移动跟踪，使图像看得更清晰。
3.4 管理人员只要在物资系统界面中调用指定的物资名称或者编号，系统将自动寻找该设备的记录货架位，所对应的滑轨和摄像机调用相应预置位，运动到对应位置和监控方向，客户端软件弹出该路图像供物资查看人员实时浏览，有效解决了货物预置位设置的繁琐工序、存放位置变更而导致的配置混乱等，减轻了物质管理人员的工作负荷，提高了系统高效性和安全性。
3.5 智能识别仓位编号需要由前端采集单元、事件检测单元、后端管理单元组成。
在此系统中，前端摄像机必须满足安装要求，为智能识别系统提供有效分辨率和识别率的视屏图像，确保系统的整体性能和效果。本系统通过需对仓位名称牌进行特殊定制，以达到智能分析功效。仓位名称牌背景色和仓位名称字体类似车牌上的颜色和字体。从而提高识别率，获取正确的前端仓位牌信息。
3.6 在仓库里有数量较多的相关辅助控制设备，其中的大部分设备都只能通过前端进行控制，然而通过实现无人值守后，在某些情况下实现远程的控制功能是相当必要的，如通过远程将现场灯、风机、水泵等打开，将仓库辅助控制设备通过远程控制系统进行有效地集中、整合，实现远程手动、联动控制。对仓库前端开关量设备进行有效控制，可以手动或系统联动实现设备启、停。具有延时保护、状态提示功能，可以设定设备的默认开启时间，到时间后可以自动切断电源。能够控制空调等智能设备，实现智能设备的全面调节，能够手动调节，也可以实现与环境监测系统的联动，实现自动的温、湿度调节。
3.7 通过前端采集到的信号，经过服务器把信号传输运维站，安监部门，手机终端。
4 结语
随着经济社会的发展与进步，对自动化的需求已经成为未来各行业发展趋势。其高效快捷、准确无误的优点深受人们的欢迎。视频识别监测技术也越来越受到社会各界广泛关注，视频识别技术以远程遥控摄像机为依托，远距离对监控区域实时监控。及时、准确地将图片传递到检测中心，不仅在变电站，在一些公共场合也同样适用。
参考文献：
第6篇：变电站监控系统范文
关键词：中小水电站；互通性；直观简洁
水电站监控系统是利用计算机程序对站内电能生产过程进行全程监视与控制。近些年世界各国在水电站监控方面都有着长足的发展，尤其是我国走上了水力发电规范化的道路，有很广阔的发展前景。
一、国内外水电站监控系统技术的现状
20世纪60年代时期，美国首先在水电厂监控系统领域使用计算机，由于当时的计算机有体积大、性能差、缺乏高级软件支持等缺点，监控系统只能承担当时电厂运行的参数记录和信号报警等功能。
我国水电厂自动化应用计算机的时间起步较晚。1995年7月，当时的电力部就正式了“水电厂计算机监控系统基本技术条件”的行业标准，标志着我国水电厂的计算机监控系统发展走上了标准化、规范化的道路。水电厂综合自动化方面推广计算机监控技术的条件已经具备。
二、水电站计算机监控的组成概述
电力系统中，水电站除了承担发电任务外，同时担负着系统的调峰、调频以及系统的事故备用容量的任务。
监控系统的组成包括机组当地控制单元LCU、主变、线路及公用设备控制单元LCU、水工当地控制单元LCU。
三、监控系统程序实现的系统背景
（一）WindowsNT系统的程序特点。Windows操作系统是世界计算机方面应用最广泛最广为人知也是操作最简易的操作系统之一，由于Windows操作系统具有用户界面图形化，相比较其他系统更加友好易懂，支持单窗口多后台任务完成以及多线程任务处理等特点、已经成为计算机首选的计算机用户使用操作系统平台。在笔者参考多款Windows操作系统后认为，WindowsNT是Windows操作系统中最符合监控系统使用要求和特性的一种，因为其具备以下几项特点：
1.WindowsNT系统支持单窗口多后台任务完成以及多线程任务处理，在处理事故及显示系统运行情况时可以分开处理互不影响。
2.安全性，Windows操作系统的登陆界面系统能保留各个用户数据，也能保留管理员的数据。
3.可靠性，Windows操作系统是基于注册表实现编写的用户操作系统，对于注册表的依赖是Windows系统崩溃的一大原因。WindowsNT系统对此项特点进行了优化，不会出现其他个人电脑用户使用Windows系统时出现的系统崩溃等问题。
（二）WindowsNT下的编程特点。由于WindowsNT是基于Windows系统的更加稳定版，同样使用了用户图形窗口界面，使得操作方式更加容易操作，也允许运行程序更加复杂。
四、利用VC来实现监控系统主程序
程序主界面见下图：
本程序界面由左右两部分组成，左侧为主视图界面，可以直观反应整个水电站的运行情况，四个机组的发电机在转动，代表四台机组正常运行。
左侧主视图中可以直观的显示出现场各种模拟量的变化、工作状态。
右侧为监视控制界面，用来控制四个机组的开停，右下角的信息栏可以直观的检测水电站机组的各项数据。在程序右侧有一组远动控制按键，来远程控制4个机组。
当第一次按下这四个按键中的一个，如点击“1#机组”按键，会弹出的对话框供工作员来选择，点“是（Y）”则1#机组停止运行。设置这样的对话框是为了防止鼠标误操作点中按键致使机组停止运行。
当机组按要求停止运行后，再次按下该按键，则出现如图4—5的对话框供工作员来选择，点“是（Y）”则1#机组重新启动。
在选择停止1#机组停止时，在左面的图像会停止转动，这样不仅使机组是否正常运行能一目了然，也使工作员能清楚的知道对哪个机组进行过停止操作。
监控程序事件信息栏是本系统内显示监控事件状态的区域，在这里可以同时监视四台机组的故障、越限、事故、动作等方面的信息，工作员可以通过这个区域知道机组在具体时间发生的具体事件，以便及时通知现场工作人员解决故障（事故）。
五、结论
系统的主程序选用WindowsXP做为设计平台，开发过程中用的软件为VisualC++6.0，运行平台为WindowsNT。程序在运行中实时监视水电站的各个重要监控量，负荷曲线可以更直观的体现当前的运行情况，事件信息栏可以使工作人员直接了解出现的问题的具体情况，及时采取应对措施。在中小型水电站的监控系统中，如何更好的实现少人职守或者无人职守，是监控系统未来发展的总体趋势，由现代的技术来看，监控系统将从智能化、人性化的方向发展已经成为可能。该监控系统同时也完全可以应用于电网建设中变电站的监控系统，同时具备本文以上所提的所有优势。（作者单位：电力经济技术研究所）
参考文献：
[1]陈造奎.水电站测试技术[M].北京：中国水利水电出版社
第7篇：变电站监控系统范文
关键词 综合自动化；监控系统；故障分析；改进方案
中图分类号：TN830文献标识码： A
1 概述
变电站综合自动化系统主要由保护测量装置、通信网络、监控主机组成。是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等）的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息、数据共享，完成变电站运行监视和控制任务，大大的提高了变电站的运行水平及管理水平。随着供电部综合自动化系统应用范围的不断扩大，计算机监控系统的安全稳定运行已成为关系到整个变电系统安全稳定运行的关键。一旦计算机监控系统出现故障，将直接影响到运行人员和调度人员对供电系统的监控和调度。因此，如何做好监控系统的维护工作，已成为保证综合控制系统稳定运行的重要工作。
2乡镇供电综合监控系统的现状及特点
1）目前，乡镇供电综合监控系统由一个调度集控站及八个分站进行实时监控，其中包括：中心变电所、东帮变电所、南工变电所、输岩1#号站、输岩2#号站、扎矿变、扎岩变、西南区1#、2#箱变；
2）系统的结构形式采用分层分布式结构。分为间隔层、通信层及变电站层。这种结构具有可靠性高、可扩展性和开放性高、调试维护简单及节约投资的特点，可实现电力系统的遥测、遥信、遥控、遥调等功能；
3）后台监控操作系统主要有：南京磐能的SE-900系统、大连中电的ZD2003临控系统、许继电气的CBZ8000系统，各系统通过协议和规约实现与调度站的集成；
4）传输通道方式及组成：部分采用新架设光缆，坑下无法架设光缆部分采用无线传输，还有部分为节约投资是通过原有办公网络进行传输。中间传输设备主要由通信管理机、串口服务器、交换机、光纤收发器、无线收发装置、通道板等组成。通讯基本上采用双网结构：CAN网、485网或双以太网形式。
3 综合监控系统的运行情况分析
1）变电站的监控系统要每天24小时不间断的运行，又处在运行环境及条件恶劣的乡镇变电所及远乡变电站内，由于各种原因的影响，如气温、灰尘、外部干扰信号等，都可引发计算机系统软、硬件的故障，引起系统运行异常。如不能快速恢复系统的正常运行，将直接影响到供电的安全可靠运行。针对这种情况，监控主机就需要选择能够在强电磁环境中工作，抗干扰性能强，硬件设备工作稳定的高的工控主机。并制订相应的管理办法，定期对监控系统主机及各种通信设备进行检查、清理、吹扫等，以保证监控系统的安全稳定运行；
2）目前，综合监控系统的通道设置非常复杂，由架设光缆传输、无线传输及通过办公网络传输等方式共同进行。导致中间通道节点多，设备复杂，故障也就多，再加上通讯光缆故障，监控机本身的故障，所以经常发生监控系统通信中断故障，查找起来也比较复杂。特别是通过办公网络进行数据传输的部分，对于变电站监控系统来说，是一个重大的安全隐患；
3）对2012年上半年的故障进行统计，分析主要故障原因总结如下：
（1）突然断电、来电的冲击，导致设备、系统文件及硬件的故障；
（2）设备的长时间运行，硬件老化；
（3）监控机病毒感染，系统文件、重要文件缺失，或重要文件的误删除、修改等；
（4）外部回路的强电磁干扰，可造成通讯管理机通讯口或主板故障；
（5）环境的影响、坑下车辆的刮碰等，造成通讯光缆故障；
（6）数据传输网络中的光纤收发器、串口服务器、网络交换机等故障。
4 对监控系统中存在问题的改进方案
1）监控系统是一个实时运行的控制系统，如果系统受到攻击，其后果严重，为此，建议建立独立的综合自动化通信网络，并在监控系统与其他网络联接处，装加防火墙；
2）由于乡镇工业分布范围大，且移动性强，受地理环境的限制，对于乡镇工业内分布的不适于布线传输的移动站，建议全部采用微波无线来解决数据传输的问题。使数据传输主要通过无线网桥集中汇集传送到中继点，再由中继点传送到总监控中心。通过近几年对部分移动站使用无线传输控制网络的运行情况来看，其优势十分明显，主要表现在安装方便、灵活性强，综合成本低，性能稳定，扩展性好，维护费用低等优点，特别是对于受地形限制的煤矿系统内，无线传输有着更加明显的优势；
3）系统在实际运行中，多次出现过由于人为和监控机本身的原因导致的系统的瘫痪，严重影响了系统的正常运行，为防止这种情况，就要制定好相应的管理制度，做好技术培训，规范系统操作人员行为，杜绝利用监控主机玩小游戏、使用U盘拷贝文件等行为，对监控系统的操作人员要设置好管理权限，禁止随意进入系统进行设置或修改，防止后台监控机的软、硬件资源遭到破坏。还可以使用具有封装功能的软件进行控制；
4）随着系统运行的时间越来越长，故障率也就会越来越高，系统对其备件的规格、型号、性能、软件版本号等要求有一致性，而电子技术发展迅速，产品更新换代快，易造成备品、备件缺乏，所以对原系统的备品备件要提前进行考虑；
5）由于监控系统厂家众多，不同厂家的产品接入系统后都要经过数据格式和通信规约转换，这不仅会造成工作人员需要用很大的精力去调试，还会使系统运行不可靠，影响很多功能的实现，如使用同一厂家产品，就无须增加转换环节，在售后服务上也少了推委的现象； 6）为防止突然断电、来电的冲击，就要做好保安电源的工作，确保用电故障时监控系统的正常工作，特别是在发生事故后可以保证各种信息不至于丢失。现在现场大部分使用的是UPS电源，但UPS电源寿命有限，可持续供电时间短、价格贵、损耗大。针对此情况，建议可考虑配置能将直流逆变成交流的逆变器，以站内直流蓄电池为逆变的直流电源，逆变成交流后供给后台监控机使用。配置这种逆变器，不用另外购置直流蓄电池，节省投资，而且变电站蓄电也具有容量大、寿命长、输出稳定等优点；
7）由于变电站计算机监控系统都为低电平的弱电系统，防雷抗干扰能力较差，而平时从设计、施工中对计算机监控系统的防雷抗电磁干扰等问题大都未采取有效措施。 2011年输岩2号变及扎岩变就曾发生过雷雨天气导致的交换机、通信管理机、无线收发器等通信设备、通信口的损坏，造成系统的暂时瘫痪，给变电站安全、稳定运行带来严重后果。所以提高变电站的防雷抗电磁干扰能力，有着非常重要的意义；
8）为了保证网络层的完好，应该注意对网络层的监视，这可以从后台和前置两个层次来实现，在硬件条件比较好的地方，可以采取两个独立通讯网络工作，或同时工作，或者互为备用；
9）变电站综合自动化系统的信息处理功能强大，但也有脆弱的一面，就是完全依赖计算机及网络的稳定运行，如果计算机出现故障导致整个系统破坏，要恢复系统就很困难，因此必须做好数据库的备份工作，已保证系统破坏后能快速恢复原系统。系统的备份工作应由专人专责进行；
5 结论
上述有关综合监控系统的问题及解决的方案，是笔者在近6年的网络维护工作中总结出的一点经验，监控系统故障类型复杂，可能产生问题的原因很多，所以在实际中，除了要不断的学习更新理论上的知识，更要注重在实际中经验教训的总结，做好监控系统数据库的维护，做好综合监控系统中各网络设备的维护，保证监控系统安全稳定运行，保证整个供电系统的安全、稳定、可靠运行。
参考文献
第8篇：变电站监控系统范文
【关键词】 变电站 配电柜 集中监控
变电站机房通常都有大量的配电柜，用于把电能分配到下级设备，是各种机房设备动力的来源，哪怕出现几秒的中断，都可能带来不可估量的损失。因此，其安全和稳定变得十分重要，目前配电柜多采用物理锁的方式管理，有钥匙就能打开，开柜后的操作痕迹无保留，这将带来极大安全隐患。
一、系统建设的意义
通过建立变电站配电柜智能监控系统，可以智能管控配电柜的打开和关闭，自己记录操作痕迹，自动采集和分析PDU数据，自动识别温度和湿度，并自动预警，大大提高了配电柜的智能管控水平，在发生意外的时候，能第一时间通知抢修，为减少机房灾害损失，加强应急处理能力提供了大力的支持，具有一定的实用价值和经济价值。
二、系统实现
2.1 系统管理平台组成
系统管理平台由以下两个部分组成：监控系统：电源监控系统是基于监控器开发的一套集中管理电源监控器和管理相应被控制的设备管理的系统。监控器：监控器是基于网络IP或电话进行监控设备的开或关的一种设备。
监控器介绍：监控器是由CPU核心板、网络语音板、键盘、指示板、控制、采集板、AC-DC电源、保险丝、电源开关等功能模块组成，可以通过互联网、电话在世界的任何地方监测和控制被控设备，可关闭或重启被控设备，具备超流、超温自动报警功能的电源监控系统，具备远程控制、自动控制、集中控制、实时故障控制、可靠性、扩展性强等鲜明的技术特点。
2.2 功能模块
1）在每个专业机柜安装智能电子锁系统，任何人需要打开机柜门都需要通过合法授权的智能卡刷卡并验证授权通过后才能打开智能电子锁，才能获得打开机柜门的权限。2）实现机柜内部的温湿度的环境监控，通过对机柜内部温湿度的环境监控，运维人员可以直接掌握与设备关系最紧密的机柜内部的温湿度环境。例如机柜内设备散热存在问题，造成机柜内部温度过高，传统的针对机房整体环境监控的系统无法掌握到这些信息。3）实现机柜内部的电源PDU、空气开关的实时监控。维护人员可实时掌握与设备直接相连的电源系统的运行状态。4）通过红外线感知系统，运维人员可以及时掌握暴力破坏事件的发生，并及时做出反应将损失降到最低。5）提供统一的集中监控平台，相关的告警将实时显示在监控中心。6）提供所有告警、事件的记录和查询功能，包括何人、何时打开了机柜门等情况的记录和查询功能。
三、实施效果
1）系统运行的稳定性和数据处理能力。目前该系统的功能和性能指标均满足现场监控要求。系统运行稳定，未出现异常现象。数据录入操作时应无等待时间；日常操作用的显示响应时间不大于3秒；复杂图表的显示响应时间不大于10秒；日常查询、统计和分析的响应时间不大于5秒。2）系统的准确性和及时性。整个系统的温度信息采集及时、准确。在温度传输通讯方面及时，分析统计、远程监控和查询决策中，有数据实施处理的机制和管理模式。3）温湿度监测子系统。在机房配电柜安装温湿度传感器，通过总线连入环境监控系统，实时显示并记录每个温湿度传感器所检测到的机柜温度和湿度的数值，并可设定每个温湿度传感器的温度和湿度的上限与下限值。当任意一个温湿度传感器检测到的数值超过设定的上限或下限时，监控系统发出报警。4）机柜门禁系统。门禁状态进行开、关状态的变化，软件件界面显示报警；实时进行门禁状态开、关状态监控，软件界面显示门禁报警，并记录报警信息记录及通过手机短信或电话等通知值班人员。5）配电系统。监控PDU电压、电流状态、功率因素、有功功率、无功功率等一些电源参数。并可设定监控PDU参数的上限与下限值。当任意监控PDU参数检测到的数值超过设定的上限或下限时，监控系统发出报警。
四、总结
通过系统的研究和开发，在变电站机房配电柜智能监控具有明显的社会效益和经济效益。该项成果对于用变电站配电柜设备智能监控管理具有重要意义。对于开关柜的开启和关闭进行自动记录，自动采集和分析PDU数据，自动识别温度和湿度，并自动预警，提高了配电柜的智能管控水平，在发生意外的时候，能第一时间通知抢修，为减少机房灾害损失，加强应急处理能力提供了大力的支持。
参 考 文 献
[1]许晓慧智能电网导论.北京：中国电力出版社.2009年9月，1-9.
第9篇：变电站监控系统范文
关键词：变电站；自动化；监控系统；监控系统安全
中图分类号：TM764 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）17-0132-02
1 当前变电站监控系统的现状
在对变电站监控系统的维护过程中，我们发现有些运行中的变电站监控计算机出现运行缓慢，监控网络频繁中断等现象，一些新建变电站的监控系统甚至在投运前出现无法正常运行的状况，还有一些变电站的监控网络出现异常，导致变电站丧失监控。在无法监控的情况下如果发生开关跳闸等突发事件的话，调度人员无法及时掌握站内设备的运行状况、处理故障和异常，延误最佳的送电时机，对无人职守变电站来说，这将导致长时间停电事故的发生。
不久前伊朗核电站监控系统遭受到震网病毒，使监控系统遭到严重破坏，通过了解我们知道这起事故的起因是维护人员在监控系统内部的计算机上使用移动设备造
成的。
这次事故凸显出的问题有两个：即便是物理隔离的专用局域网，也并非牢不可破；专用的网络系统，包括工业控制系统，也有可能被攻击的。
2 完善监控系统安全性的意义
图1 变电站内监控系统网络简单示意图
2.1 监控计算机是监控系统的薄弱环节
在66kV变电站监控系统网络中我们发现（如图1所示）：在站内网络中，每个间隔的数据采集设备都会接到网络总线上，给运行人员使用的监控计算机、总控单元都在这个网络中，其中总控单元负责给地调及集控中心提供监控数据及信息，与此同时，它还通过站内交换机及网关，再通过通讯设备连接到省公司的调度数据网上，用于给省公司调度中心、地调104通道及备调提供监控数据及信息，同时，数据网还连接着其他变电站的网络。由此可见，总控单元是整个变电站保持远方监控的关键部位，如果总控单元无法正常工作，那么整个变电站将丧失监控。在这个网络中，还有五防计算机也与监控计算机直接连接在一起。厂家进行数据库维护时使用的，还有运行人员日常工作接触的，都是监控计算机，在他们进行工作时，不可避免地会使用移动设备或维护用笔记本电脑与监控计算机连接，这个过程极易使监控计算机感染恶意程序或病毒，感染病毒后不但会使监控计算机自身不能正常工作，而且还会影响站内网络，进而影响总控单元，造成变电站丧失监控等严重后果。
从网络结构中我们可以看出，监控计算机是监控系统与外界联系的唯一途径，也是最薄弱环节，因此我们认为完善监控计算机的安全性刻不容缓，只有监控计算机足够坚强，才足以抵挡外界的干扰，保证整个监控系统安全正常运行。
2.2 站内网络异常可能影响主站及其他厂站
变电站监控系统异常可能造成运行人员无法正常监控站内的设备运行状况，变电站丧失监控等严重的后果，这些仅仅是表面危害，从另一个角度来看，加强变电站监控系统安全性还有更重要的作用。由于变电站内要求接入二级或三级数据网，使用以太网络进行数据传输。通过站内网络，监控计算机可以登录站内总控单元，由于系统运行需要，总控单元一定具有远程登录功能，总控单元是一个多网卡运行的设备，它的其中一块网卡连接在站内交换机上，再通过路由器及通讯设备，连接到其他主站及变电站的监控网络上，并且多数变电站的路由器IP地址均位于同一网段，存在远程登录的可能，如果网络中的一个节点被攻占，那么其他节点及主站也会暴露在危险之中，由于监控计算机具有监控及遥控等重要功能，一旦被侵占，后果十分严重。虽然调度数据网具有横向隔离、纵向加密等多种安全手段，但是均注重的是防范站外的安全威胁，如果在站内威胁的角度考虑，那么是可以绕过纵向加密防护的（如图2所示）。
图2 监控系统网络图
3 完善监控系统安全性的措施
66kV变电站监控系统大多运行于Windows XP系统下，监控软件基本为厂家自主研发，它可以在Windows操作系统下稳定运行，但是与其他第三方软件之间存在兼容性问题，特别是国内外知名杀毒软件都有可能将监控程序视为非法软件而将其误删，而安装软件防火墙又极有可能影响变电站内监控设备与监控计算机之间的正常通讯，因此，在长期对站内监控设备维护过程中，我们总结出一套不依赖于第三方软件而直接使用操作系统自身功能保护监控系统的方案，在保证监控系统稳定运行同时可以有效提升监控系统安全性。
（1）利用操作系统的“组策略”功能禁止硬盘驱动器及外接设备自动启动，提高系统安全性。禁止U盘等移动设备的自动运行。病毒等恶意程序有一个特点，就是需要被激活，为什么有些带有病毒的U盘插到电脑后就自动被激活呢？这是因为操作系统默认的设置中，所有的磁盘驱动器的“自动启动”功能都是开启的，插上U盘后或病毒会被自动激活，这是许多经验丰富的厂家维护人员都无法防备的问题。因此，我们使用操作系统自身的组策略功能禁用所有磁盘的“自动启动”功能。目前各厂家包括国内声誉较好的厂家所提供的计算机都没有该方面的设置。
（2）限制用户权限，使病毒程序无权运行。进行权限设置后，将监控系统运行在受限制的“普通用户”权限下，此时除了操作系统最高级别管理员所安装的变电站监控程序可以安装并运行外，任何第三方软件都无法进行安装运行，大多数病毒等恶意程序自然也包括在内，如果不小心激活病毒程序，那么也会因为权限不够而无法运行，极大地提高了计算机的安全性。
（3）禁止空密码登录，保证监控计算机网络安全。监控计算机直接与站内总控单元连接，保证网络安全也十分重要。Windows操作系统的Administrator管理员必须设置高强度密码。通过调查发现，目前各监控系统厂家都没有对Windows操作系统计算机的Administrator账户设置密码，且很多厂家的监控计算机在组策略中没有启用相应的安全设置，也就是说一旦通过网络与监控系统进行连接后，可以不输入密码直接取得超级管理员的权限，这样的设置是非常危险的，需要进行更正。
（4）由于监控计算机需要长时间不间断对各种数据进行采集处理，并且还可能受到病毒或恶意程序的维系，因此系统崩溃并不少见。那么如何能在系统崩溃后最短的时间内使系统恢复运行呢。结合变电站监控系统软件的特点，我们使用下面的方法：首先在安装好操作系统和驱动程序后，将数据库安装在C盘，把监控软件安装在D盘，然后备份C盘，可以使用操作系统自身的系统还原，也可以使用国外著名的GHOST软件。将监控软件的备份文件放在E盘。这样，在系统崩溃后，只要不是硬件故障都可以在最短时间内将系统恢复起来。节约了厂家维护的费用。
4 结语
综上所述，完善监控系统的安全性是必要的，并且经过实施以上四项措施后，监控计算机的安全性及稳定性都得到了大幅度的提高。
锦州地区已有10所66kV变电站监控系统采用此方案强化系统安全性，目前最长稳定运行时间已达7年，期间设备运行良好，无任何监控系统方面问题发生。
2008年仍由锦州局负责维护的锦西地区66kV刚屯变电站单监控机出现操作系统崩溃现象，变电站丧失监控功能，采用系统恢复功能仅耗时4小时便完成系统修复，使变电站重新具备监控功能。
安全性高的监控系统是实现无人值守变电站的重要条件，是雨雪或大风等恶劣天气下保证大范围地区持续供电的有力保障，提升变电站监控系统安全性及稳定性，保证电网安全可靠运行，具有巨大的社会效益。
参考文献
