监控系统的任务是完成一次设备的监视、控制、数据采集、事件顺序记录及显示、使值班人员把握安全控制、事故处理的主动性，减少和避免误操作，缩短事故停电时间，提高运行管理水平，减少变配电损失。
（一）监控系统的基本功能
1.实时数据的采集和处理
采集模拟量、状态量、电能量、数字量等变电站运行实时数据和设备运行状态，并将采集到的数据存入监控系统数据库供计算机处理使用。
采集的典型模拟量有各段母线电压，线路电流、电压和功率；主变电流、功率，电容器的电流、无功功率及频率、相位和功率因数。此外，还有主变的油温，变电站室温，直流电源电压，站用电电压和功率等。
采集的状态量有断路器的状态、隔离开关状态、有载调压变压器分接头位置、同期检查状态、保护动作信号、运行告警信号等，这些信号通过光电隔离输入计算机。
采集的电能量包括有功电能和无功电能，采集方法有电能脉冲计量法和软件计算法，今后的发展方向是采用智能型电度表。智能型电度表由单片机和集成电路构成，通过采样电压和电流，由软件计算出有功电能和无功电能，可分时统计并保存起来，供随时查看；也可通过智能型电度表的RS-485/RS-422串行接口，以问答式的通信方法将电能量以数字量形式传送到监控机；也可输出脉冲量供需要用脉冲计量电能的电能计量机用。
采集的数字量主要包括监控系统与保护系统通信直接采集的各种保护信号，如保护装置发送的测量值及定值、故障动作信息、自诊断信息、跳闸报告、波形等，全球定位系统（GPS）信息，通过与电能计费系统通信采集的电能量等。
2.人机联系功能
监控系统人机联系的桥梁是CRT显示器、鼠标和键盘。操作员或调度员面对CRT显示器，操作鼠标或键盘就可对整个变电站的运行情况和运行参数一目了然，还可对全站的断路器、隔离开关等进行分、合操作。
（1）CRT屏幕显示内容：
1）显示采集和计算的实时运行参数，如U、I、P、Q、cosφ、有功电能、无功电能及主变温度、系统频率等。
2）显示实时主接线图（图1-3）。主接线图上断路器和隔离开关的位置要与实际状态相对应。对断路器或隔离开关进行操作时，在主接线图上对所操作的对象应有明显的标记（如闪烁等），各项操作都应有汉字提示。
3）事件顺序记录（SOE）显示，用途是显示所发生事件的内容及发生时间，如图1-4所示。
4）越限报警显示，用于显示越限设备名、越限值和越限时间。
5）值班历史记录。
6）历史趋势显示，用于显示主变负荷曲线、母线电压曲线等。
7）保护定值和自控装置定值显示。
8）其他，包括故障记录显示、设备运行状况显示等。
（2）输入数据：
变电站投入运行后，随着送电量的变化，保护定值、越限值等需要修改，甚至由于负荷的增长，需要更换原有的设备，如更换CT变比。因此，在人机联系中，须有输入数据的功能。需要输入的数据至少有CT、PT变比，保护定值和越限报警定值，自控装置的定值，运行人员密码。
3.运行监视和报警功能
运行监视指对变电站的运行工况和设备状态进行自动监视，具体指对变电站各状态量变位情况的监视和各模拟量的数值监视。
报警处理有两种方式，一种是事故报警，另一种是预告报警。事故报警包括非操作引起的断路器跳闸、保护装置动作或偷跳信号；预告报警一般包括设备变位，状态异常信息，模拟量越限，计算机站控系统的各个部件状态异常，间隔层单元的状态异常等。报警画面如图1-5所示。
报警方式主要有自动推出画面、报警行、音响提示、闪光报警、信息操作提示（如控制操作超时）等。
4.操作控制功能
操作员通过CRT屏幕可对断路器和隔离开关进行分、合闸操作；可对变压器分接头进行调节控制；可对电容器组进行投、切操作；可接受遥控操作命令，进行远方操作。所有的操作控制均能实现就地和远方控制，就地和远方切换相互闭锁，自动和手动相互闭锁。
图1-3 某变电站综合自动化系统实时监视与操作主界面
图1-4 事件浏览窗口
图1-5 报警窗口
监控系统对调度员、操作员和管理员等设有专用的密码，以实现按权限进行分层（级）操作和控制，如图1-6所示。
(www.xing528.com)
图1-6 权限校验窗口
5.数据处理和记录功能
数据处理的主要内容是历史数据的形成和存储，其目的是满足继电保护专业和变电站管理的需要，主要体现在数据统计功能，可对电压、电流、功率因数等参数进行时统计、日统计、月统计，如主变和输电线路有功功率和无功功率每天的最大值和最小值以及相应的时间，母线电压每天的最高值和最低值以及相应时间，统计断路器动作次数；控制操作和修改定值记录等。
6.事故顺序记录与追忆功能
事故顺序记录是对保护装置、自动装置、断路器等在事故时动作先后顺序的自动记录，记录事件发生的时间应精确到毫秒级，自动记录的报告可在CRT显示器上显示和打印。
事故追忆是对变电站内的一些主要模拟量，如线路及主变各侧的电流，主要母线电压等在事故前后一段时间内进行连续的测量和记录，便于分析和处理事故。
7.故障录波和测距功能
110kV及以上的重要输电线路发生故障时影响大，但因距离远，查找故障点变得非常困难，不利于及时检修和尽快恢复供电，配备故障录波和测距功能后就解决了这一问题。
故障录波和测距可通过两种方式实现：一种是采用分散在微机保护装置中的录波插件，完成故障记录和测距功能，再将记录和测距的结果送至监控机存储及打印或直接送至调度主站；另一种方法是采用专用的微机故障录波器，集中进行故障记录，并通过串行通信接口将数据送往监控系统。
8.制表打印功能
监控系统配备打印机，可完成定时打印报表和运行日志、开关操作记录打印、事件顺序记录打印、越限打印、召唤打印、抄屏打印和事故追忆打印等功能。某监控系统报表功能窗口如图1-7所示。
9.运行技术管理功能
运行技术管理内容主要有：变电站主要设备的技术参数档案表，各主要设备故障、检修记录，断路器的动作次数记录，微机保护和自动装置的动作记录及运行需要的各种记录、统计等。
10.自诊断和自恢复功能
系统自诊断是指监控系统能在线诊断系统全部软件和硬件的运行工况，当发现异常及故障时能及时显示和打印报警信息，并在运行主接线图上用不同颜色区分显示。系统自诊断的内容包括各工作站、测控单元、电源故障、网络通信及接口设备故障、软件运行异常和故障、远动通信故障等。
图1-7 报表设置窗口
系统自恢复是指：当软件运行异常时，自动恢复正常运行；当软件发生死锁时，自启动并恢复正常运行；当系统发生软硬件故障时，备用设备能自动切换。
（二）监控系统的结构
监控系统的硬件由变电站层硬件设备、间隔层硬件设备和远动接口设备组成，如图1-8所示。
图1-8 监控系统硬件构成
监控系统软件由操作系统、支撑软件和应用软件等几部分组成，如图1-9所示。
1.系统软件
图1-9 监控系统软件构成
变电站层计算机系统软件应采用最新标准版本的完整的具有自保护能力的多任务Windows操作系统，它应包括操作系统生成包、编译系统、诊断系统以及各种软件维护、开发工具等。
2.支撑软件
支撑软件主要包括数据库系统和过程监控组态系统。工作站可根据自身的要求，在一级数据库中选取所需数据，并进行某些归并，建立用户数据库。数据库的数据类型应满足系统各种功能的需要，数据库的容量应满足变电站最终规模的要求，并留有较大裕度。
系统组态软件用于画面编辑、数据生成，应满足系统各项功能的要求，为用户提供交互式的、面向对象的、方便灵活的、易于掌握的、多样化的组态工具，应提供一些类似宏命令的编程手段和多种实用函数，以便扩展组态软件的功能，用户能很方便地对图形、曲线、报表、报文进行在线生成、修改。
3.应用软件
应用软件应满足综合自动化系统的所有功能要求，它应具有模块化的特点，具有出错测试能力。当其中一个功能软件运行不正常时，应有错误提示信息，便于值班人员查看，且不应影响其他功能软件的运行；程序和数据在结构上相互独立，当系统扩大时，不需要修改程序和重组软件。
应用软件包括数据采集软件、数据处理软件、报警与事件处理软件、人机界面处理软件、数据库接口和控制软件。
4.通信接口软件
通信接口软件主要包括与微机保护装置的通信接口软件，与微机防误操作闭锁装置的通信接口软件，与继电保护管理子系统的通信接口软件，与各级调度中心的通信接口软件、与电能计量系统的通信接口软件，与安全自动装置的通信接口软件，与智能直流系统的通信接口软件，与火灾报警及消防系统的接口软件等。
免责声明：以上内容源自网络，版权归原作者所有，如有侵犯您的原创版权请告知，我们将尽快删除相关内容。
