在线监测技术利用传感器技术、电子技术、通信技术对运行设备进行监测，对反映设备状态的数据进行分析处理，实时掌握设备运行健康状况 [1-2]，目前，国网公司范围内的在线监测装置以变压器油色谱为主。

在线监测技术及监测系统，在提前发现设备缺陷故障、提升应急抢修能力、提高电网安全运行水平等方面的成效已初步显现，但也存在部分在线监测装置误报率高、寿命短、维护量大、对在线监测数据利用和分析不够等问题[3]，在提高在线监测装置稳定性、提高装置运维管理效率、深化在线监测数据应用、提升设备远程化管控水平等方面仍有较大提升空间[4~7]。

2011年开始，浙江省电力公司首次大规模推广变电设备状态监测系统应用[8]。2012年7月，嘉兴供电公司成立变电设备状态管理中心，并作为试点单位协助省公司完成变电在线监测远程管控技术平台开发，建立变电设备远程管控示范区，率先开展平台应用实践，成效显著。

1 远程管控技术平台架构

1.1 平台整体架构

平台管理直接来自于变电站在线监测装置的准实时数据，对动态海量数据进行检测、分析、判断、告警，发现问题及时根据远程实时视频、设备缺陷、运行数据、状态评价结果辅助做出状态检修决策，远程进行装置维护操作，平台整体构架如图1所示。

1.2 平台物理结构

平台物理结构由变电站端和平台端设备组成（如图2所示），变电站端包括CAC（condition information acquisition controller状态信息接入控制器）和视频服务器，实现数据、视频的综合采集和对监测设备（指在线监测装置、网络通道及设备、视频摄像机及辅助设备等）的维护操作，平台端由前置机、通讯网关和服务器组成，分别实现变电站数据采集、第三方平台数据交互和变电设备在线监测装置远程管控功能。

图1.平台整体构架

图2.平台物理构架

2 远程管控技术平台主要功能

2.1 数据采集功能

实现在线监测数据、电网运行数据、在线监测设备运行状态数据、视频信息、环境监测数据的采集，实现平台与CAC、视频服务器、SCADA（Supervisory Control And Data Acquisition数据采集与监视控制系统）、PMS（Power production Management System生产管理系统）、CBM（Condition Based Maintenance状态评价系统）间的数据通信。

2.2 可视化展示功能

利用SCADA系统的一次接线图，实现基于GIS（Geographic Information System地理信息系统）地图、接线图、实时视频、动态图表的可视化展示。

通过GIS地图导航，进入变电站接线图，在接线图上实时显示在线监测数据，并标出主要摄像头的位置。点击在线监测数据，跳转到在线监测数据详细展示页面，利用曲线图、饼图、表格等多种方式展示在线监测数据，以及在线监测不良数据判别和趋势跟踪等；点击摄像头，可查看摄像头实时视频和历史录像。

2.3 在线监测装置远程运维和管控功能

（1）故障检测与定位：变电站端通过CAC检测在线监测装置、IED（IntelligentElectronic Device智能电子设备）、数据通信链路等的工作状况，判断故障原因，实现故障定位。

（2）故障辅助决策：根据自动检测的故障类型提示引起故障的可能原因及相应的处理方法，监控人员可以快速确认故障并实施远程维护操作。

（3）数据复测：在线监测数据异常时可远程下达传感器复测指令，对异常设备可进行定期跟踪或抽检，IED设备故障恢复后上传历史数据。

（4）远程软重启：装置带电状态下，通过SSH（Secure SHell网络安全协议）指令操作系统重新启动，远程解决IED设备、CAC装置出现应用程序死锁问题。

（5）远程硬启动：借助PDU（Power Distribution Unit远程网络控制电源）远程操作使装置失电5s后再上电，使装置重新启动。

（6）远程定值修改：在平台上修改定值后，通过CAC下发到在线监测装置，使其执行新的定值。

（7）远程维护通道：通过授权后的远程维护通道，厂家可在平台上实现对在线监测装置的检测、调试、程序的更改升级和参数配置等操作。

（8）辅助设备远程操作：通过辅助控制系统，实现对变电站照明灯光、空调、风机等远程操作。

2.4在线监测数据有效性分析和处理功能

（1）实时在线率统计分析：根据《浙江省电力公司输变电设备在线监测考核暂行办法》原则，进行专项可用率统计，为在线监测装置性能和安装维护水平的评价提供数据支撑。

（2）不良数据检测：利用平台的分析计算工具，结合实时运行数据和在线监测数据之间的相关性建立计算规则，判断检测值是否在合理范围，是否发生异常跳变，消除装置异常及误差对数据告警的影响，实现误告警过滤。

（3）数据合理性辨识：通过对在线监测数据的规律和相关性分析，判断装置采集故障和误差情况，监控数据变化趋势，按照每类装置建立分析规则，辨识在数据没有超过限值的情况下产生不符合规律的数据。

2.5数据综合分析与辅助决策功能

（1）设备异常趋势跟踪：在线监测数据异常的设备，应结合电网运行参数变化和在线监测数据变化，预先建立趋势变化报警模型，实时跟踪，对设备运行的异常趋势及时做出告警并提供分析报告。

（2）状态检修决策：结合在线监测数据、带电检测数据和CBM系统的状态评价结果，即时给出状态检修辅助决策。

2.6远程视频辅助功能

（1）图像视频远程巡检：在平台上启动巡视功能后，变电站布置的摄像机自动将设备当前可视状况画面向平台传送，监控人员在远方就能监视设备当前状况。

（2）设备红外在线测温：利用现场部署的红外摄像机，实现对变电站内设备发热情况的监控。

3远程管控技术平台应用情况

嘉兴供电公司变电状态管理中心将远程管控作为核心业务之一，实行实体化运作，建设远程管控示范区，为远程管控技术平台的应用提供硬件基础。

3.1在线监测装置故障处理

2014年11月2日，嘉兴供电公司所辖某变#2主变油色谱装置运行异常，状态管理中心值班人员通过管控平台进行“通道检查”，显示链路正常，CAC装置正常，再对#2主变油色谱装置进行诊断，远程重启装置，缺陷消除，数据恢复正常。

总结装置故障处理经验，管控平台平均在5分钟内就可判断装置故障类型并制定决策，80%以上的装置软件故障均可以通过CAC装置和监测装置软、硬重启消除，在线监测装置故障的一般处理流程如图3所示。

3.2在线监测装置告警处理

2014年9月22日，嘉兴供电公司所辖某变#1主变油色谱装置氢气告警，状态管理中心值班人员登记告警信息，并通过管控平台进行“立即复测”，同时通知变电运维室人员现场巡视，检查一次设备和装置均正常，数据无明显变化，并经离线检测确认为变压器异常，此时CBM状态评价结果为“注意”。

值班人员通过管控平台远程修改“采样周期”为1次/4小时进行持续跟踪，并通知人员加强巡视和带电检测，结合停电脱氢处理。

由于目前在线监测装置还存在较多误报现象，告警信息可能是装置本身的故障，真实告警和误告警信息的处理流程如图4、5所示。

图3.在线监测装置故障处理流程图

图4 真实告警信息处理流程 图5 误告警信息处理流程

3.3典型成果案例

2013年10月10日，嘉兴供电公司所辖某220kV#1主变油色谱在线监测装置告警，乙炔含量突增，检修室立即安排人员采集离线数据分析，并进行持续跟踪，测得乙炔含量每天以0.1~0.2μL/L增加，10月23日乙炔已达4.37μL/L，为防止变压器内部缺陷发展扩大并造成事故，10月24日将该主变停运并返厂解体检查，发现变压器内部存在三处显著缺陷，继续运行有可能造成事故，应用管控平台及时发现并消除了一起主变设备重大隐患。

2014年至今，嘉兴供电公司共发现在线监测装置故障180余起，其中软件故障82起，通过管控平台远程解决软件故障68起，软件故障远程消缺率达83%，大幅度提高了消缺效率，提升了运行指标。

通过管控平台对监测装置本体软硬件进行远程管控专项升级，告警准确率大幅提升，目前正确告警率达95%以上。综合应用管控平台，实现了监测装置故障区域自动判断和故障类型辅助识别，同时为调控数据监控提供了辅助判断。

4 结语

变电设备远程管控技术平台的成功开发和应用，实现了对设备状态的全面展示和在线监测装置的远程管控，提高了在线监测装置运行管理效率，提升了变电设备检修管理的信息化水平，适应电网快速发展的需要。

嘉兴供电公司在变电在线监测远程管控技术平台的调研、应用过程中做了大量工作，其应用实践经验具有示范推广价值。

变电在线监测远程管控技术平台的应用还处在初级阶段，其与多个生产系统间的融合、监测数据的深入应用、综合分析及风险评估等方面还有待进一步研究。

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