变电站监控系统范文

变电站监控系统篇1

变压器经济运行的实时监控系统进行开发。该系统由工控机及实时数据采集终端“网络893”构成，具有运行可靠、编程简单、实现方便的特点。

[关键词]经济运行；变压器；实时监控

中图分类号：TM41 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）33-0346-01

变压器的应用很广泛。发电、供电、用电整个过程一般要经过三到五次变压过程，变压器自身会产生有功功率和无功功率的损耗。变压器的台数多且总容量大，其消耗的电能很可观，广义的电力系统中，变压器的损耗电能可占到系统的发电总量10%左右。要降低变压器的电能损耗主要通过提高变压器的性能，开发新型的高效设备，还要在现有设备基础上去实现变压器经济运行。

变压器的经济运行首先要确保变压器的安全运行和传输电量相同，利用现有的设备，变压器的运行台数和分接头档位等进行最佳组合，改善变压器的运行条件，通过这些措施最大限度使变压器电能损失降低，同时使供电质量提高。变电所的变压器容量、铁心、电压等级、制造工艺及绕组等不同，且变压器间的技术特性与参数有差异，当供应相同负载时，这就必然存在部分变压器运行方式的损耗较大，部分变压器运行方式的损耗较小，多种变压器的不同运行方式中，经济运行方式就是指损耗小的运行方式。适应变压器经济运行的计算软件应运而生，并出现很多版本，这类软件多是离线分析变压器的运行数据，有的变电站负载波动大，存在不能迅速判断和控制的弊端。所以，本文提出变压器经济运行实时监控系统。这个系统能实时采集到变压器的电压和电流数据，计算、分析和判断有功耗和无功耗，对变压器的运行方式进行选择，自动投切到合适变压器。系统硬件由模拟量采集运算单元、开关量输入输出单元、工控机及通信卡等部分组成，软件需要在Windows NT环境中运行，人机交互界面友好，以表格或者图形显示所有计算和控制的结果，使得阅读能够方便直观。

1 理论基础和判定原理

1.1 理论基础

分析变压器经济运行的基础数据是变压器的技术参数，变压器经济运行是指通过组合不同运行方式，找到降低变压器的有功功率及无功功率损耗的途径。所以，变压器有功功率及无功功率损的耗计算式也是变压器经济运行的基础算式。当前，变压器经济运行是降低电力损耗的主要措施其理论基础也包括分析计算变压器的综合功率。

变压器的电压变换是通过电磁转换来实现的，其为一个强感性电气设备，传输功率时，变压器上的负载电流的无功损耗要远远大于其有功损耗。所以，变压器经济运行中要着力于降低其无功损耗，和降低有功损耗相比较，其效果要明显的多，无功节约还对电压稳定产生促进作用。

综合功率损耗指的是变压器有功功率损耗及其消耗无功功率使得电网增加的有功功率损耗总和。所以，综合功率损耗需要考虑变电设备节电，也要考虑降低供电网损耗，综合功率的经济运行要立足电力系统的总体选择最佳节电方法。

1.2 判定变压器经济运行技术特性优劣

变压器经济运行技术的特性是对系统控制判据的理论依据进行监控。该技术的特性优劣判定标准是：供应相同的负载条件时，变压器运行方式损耗小的其技术特性好。该监控系统是使用变电站中变压器运行信息，并根据本变电站的负荷变化对变电站中变压器的经济运行方式进行改变，这种变压器的经济运行属于变电站而不是整套电力系统。例如，某变电站变压器并列运行过程中，变压器技术参数是不同的，当供应负载相同时，不同运行方式的组合可以区分优劣。其判断的方法是：在供应相同的负载时，可供选择方式中，选择损耗最小的运行方式就是经济运行方式。

2 经济运行监控系统和其特点

2.1 变电站模型

如图1所示的变电站主接线图，这个变电站拥有3台主变压器，1# 变压器的容量是45MVA，2#变压器的容量是63MVA，3#变压器的容量是63MVA，电压等级是110/38.5/6.6kV。目前，变电站的变压器运行方式为：1# 、2# 主变分列运行带变电站的全部负荷，3# 主变处在热备用状态，如果1# 、2# 主变其中任意的一台出现故障跳闸或者检修时，3# 主变会投入运行中。在1999 年变电站的最高负荷是53MVA，而平均负荷是35MVA，对监测变电站变压器的运行状态、对变压器经济运行方式进行控制具有重要的经济性意义。

2.2 监控系统

分布式智能数据测控网络“893-网络”与主机变压器共同构成经济运行监控系。“893-网络”为高性能、高精度的数据测控网络，其具有信息的传输距离较远、组网方便、以及不易扰等长处[5]。这个系统是由二次互感器、IDCB - 3A 型工频交流量测量和传输前端、IDCB-2C型开关量测量控制及传输前端、通信电缆、适配卡及工控机等部分组成，控制系统的结构（图2）所示。

二次互感器包含电流、电压互感器，用来使测控网络和现场一次互感器连接起来，其具有转换和隔离职能。IDCB-3A型工频交流量测量的前端为一带单片机的测量控制器，能同时采集变换八条线路中的电流、电压，对有功功率和无功功率进行计算，最后把计算结果上传到工控机。

IDCB-2C型开关量测量控制的前端用于检测变电站各个开关闭合的断开状态，掌握变压器实时运行方式，其具有多路继电器干节点输出，能根据计算来得出变压器的优化性运行方式，使投切变压器成为可能。专用网络通信的硬件与软件组成通讯适配卡，可以使测控网络和主机系统间通讯管理得以实现，其也具有自动查询、出错校验的功能。

主机系统为运行在Windows NT4. 0 环境中的工控机，把Windows NT 和专用通信软件互相配合来应用，着有效保证了全系统能够长期稳定安全运行。自主开发出的变压器经济运行控制软件根据IDCB - 3A 测量前端所采集的变压器的运行状态数据，采用变压器的经济运行算法来计算和判断出变压器的经济运行方式，通过IDCB - 2C 开关量来输入判别目前进行的变电站的运行方式，并通过继电器干节点输出来控制投切母联和变压器。系统还能判断出变压器超载的情况，以及过高电压和低压运行的不正常状态并给与告警。软件具有显示的功能，以图表或其他方式来显示出变压器的运行参数、运行方式和日负荷曲线，并详细记录变压器投切状况。软件编制采用C++ ，人机交互界面友好。

参考文献

[1] 胡景生.变压器经济运行[M].北京：中国电力出版社，2011.

[2] 黄向前.浅谈变电所的变压器经济运行[J].电网技术，2010.

变电站监控系统篇2

关键词：变电站；图像监控；智能

中图分类号：TM769 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）29-0107-02

目前，随着电力系统信息化网络技术的发展，依靠图像监控系统的建设，大部分变电站都可以实现无人值守。但现有变电站图像监控系统还只是用于防火防盗、安全保卫、主控室内场景监控等，随着变电站在线检测系统的发展和智能变电站的建设，对图像监控系统提出了新的要求。随着调度监控一体化建设的推进，集中远控的时机已经成熟，但对于就地设备的状态（例如刀闸刀口位置情况）等重要信息还需要人工现场确认，大大制约了变电站智能控制的发展，因此有必要对变电站运行设备图像智能监控进行研究，实现一、二次设备远程可视化操作控制，形成一体化的智能调度监控体系。

加强变电站图像智能监控的设置和可视化智能监控技术的研究可增强对就地设备状态（例如刀闸刀口位置情况）的监视，满足大电网实时运行控制的要求，实现对电网运行信息的形象、直观和集成展示；进一步加强基础数据管理，实现多维度一体化的调度信息和实时数据的分布式共享；实现一、二次设备远程控制和监视，形成一体化的智能调度监控体系，达到减员增效、缩短故障排除时间、提高供电可靠性、加速智能电网建设的目的。

1 图像智能监控系统配置原则

变电站图像智能监控系统在满足原安防、保卫、图像监控功能的同时，为适应未来智能调度监控系统发展的需要，其应满足以下要求：

①统一性。依据国际、国内规范化标准，统一规范建设、管理，确保整个系统的各种软件、硬件达到服务的规范化和管理的高效性。

②开放性。图像监控系统与其他系统之间的通信接口，应符合开放系统互联标准和协议，支持多种网络协议，实现各系统间的数据共享。

③可扩展性。软、硬件平台应具有良好的可扩展能力，能够方便地进行系统升级和更新，以适应各种不同业务的不断发展。

④可靠性。具有较强的容错、抗干扰能力和良好的恢复能力，主要设备应采用双机或镜像备份工作方式，保证系统稳定运行。

2 图像智能监控系统配置情况及相关模块功能

图像智能监控系统在变电站安装的硬件主要包括：摄像机（网络高清摄像机、模拟摄像机、轨道摄像机等）、多功能控制主机、视频处理单元（网络硬盘录像机DVR）、视频处理单元（网络视频录像机NVR）、多维可视监控综合主机、磁盘阵列、图像智能分析服务器。系统硬件结构图如图1所示。

①摄像机。满足对变电站场所环境及主要设备（主变、开关、刀闸等）进行监控的要求，能在夜晚或光线极差的情况下清晰显示监控目标的图像。

②多功能控制主机。通过规约分析和直接采集变电站现场信号，监控的信号包括遥测类、遥信类、遥控类。

③视频处理单元（网络硬盘录像机DVR）。负责采集变电站所有模拟摄像机的音视频信号。

④视频处理单元（网络视频录像机NVR）。负责采集变电站所有网络摄像机的信号，进行编解码运算后，把音频信号存储到磁盘阵列。

⑤多维可视监控综合主机。是系统的核心设备，负责变电站站端与地区中心主站的通讯，获取主站的控制指令，管理变电站站端各设备，把视频数据、状态数据等上传到中心主站。

⑥磁盘阵列。负责存储变电站摄像机的音视频信息。

⑦图像智能分析服务器。负责对变电站内主要设备、仪表等进行智能分析，并提供实时的智能分析结果。

3 图像智能监控系统网络配置情况及要求

变电站站端网络系统采用10～100 Mb/s（10/100BASE）光/电接口接入监控专网，不允许采用共享带宽组网方式；变电站与中心主站至少保证10M以上的网络带宽（标清模式监控）或30 M以上的网络带宽（高清模式监控）。

图像智能监控系统的软件按照大型分布式联网监控系统的结构进行规划，采用分层的模块化结构，模块之间的通信应按规定接口进行，运行平台采用Windows XP以上操作系统。系统软件主要包括以下14个模块：巡视操作模块、巡视路线设置模块、录像查询模块、日志查询模块、权限控制模块、报警管理模块、辅助控制模块、SCADA接口模块、网络带宽自适应模块、图像智能分析模块、变电站主要设备关联性显示模块、变电站主要设备图像巡视及人工报表模块、变电站鸟巢自动巡视模块、变电站主变压器漏油监测模块。

系统软件还应满足以下要求：能根据应用需求支持集中处理模式和分布式处理；具有良好的开放性，以便于与其他应用系统的连接；具有很好的可移植性，支持多种操作系统，并能移植到不同厂家的硬件平台上运行；能适应多种大型数据库系统；具备完善的、分级的操作/访问权限控制机制，运行安全可靠；具有数据备份及灾难恢复功能。

4 图像智能监控系统实现的功能

①信息实时上传功能。主要包括：摄像头预置位配置信息、现场实时图像、图像智能分析结果、与消防系统、安防系统、SCADA系统的联动等相关信息上传。

②变电站内动力环境数据采集、处理及实时上传功能。通过报警采集模块采集消防、安防报警信息，实现现场报警，同时把报警信息传输到地区中心主站；通过温湿度采集模块采集变电站内温湿度测量值并上传到地区中心主站。

③图像智能分析功能。主要包括：对仪表的智能分析；刀闸开、闭状态识别；开关（刀闸）翻牌器开、闭状态识别；控制柜指示状态识别；对开关、刀闸的整体智能分析及自动报警功能；对主变压器的整体智能分析及自动报警功能。

④作业监控和管理功能。通过智能分析技术系统可以自动判断进入某个区域的作业人数、进入时间、离开时间、滞留时间等，并进行自动录像和事件保存，同时根据中心主站的调用指令将智能分析结果上传。

⑤对主要设备或区域设置。可以对变电站的主要设备或区域设置，当有人进入时，系统自动报警并将报警信息上传中心主站。

⑥网络带宽自适应功能。当变电站的图像信息被一个或多个用户调用时，系统根据实时可被利用的带宽、用户的级别、调用图像重要程度等判断上传图像的格式。

5 结 语

该系统整合、完善了计算机监控、在线监测、智能辅助控制等系统，实现对电网的全局在线远程跟踪、自动智能告警、分析决策、综合预警、远程运行维护，为实现变电站一、二次设备远程可视化操作控制，形成一体化的智能调度监控体系提供了必要条件，更好地确保了电网运行的安全可靠、灵活协调、优质高效、经济环保。

参考文献：

[1] 刘鹏杰.变电站视频监控系统的设计和应用[J].电力系统自动化，2011，（8）.

[2] 杨谦，张晓.变电站图像监控系统技术的应用研究[J].电气工程与自动化，2011，（24）.

[3] 刘涛.远程监控系统在无人值守变电站中的应用[J].系统设计与应用，2011，（6）.

[4] 张新尧，彭波涛.变电站图像监视系统的应用[J].信息科技，2011，（11）.

[5] 练笔战，杨扬.电力图像监控系统集成平台的研究与设计[J].电力系统保护与控制，2011（6）.

变电站监控系统篇3

关健词：计算机；监控系统；变电站；应用

中图分类号：TP29文献标识码：A文章编号：1009-3044(2011)11-2698-02

Computer Monitoring System in the Application of Transformer Substation

LIU Ying-de

(Xianning Vocational Technical College, Xianning 437100, China)

Abstract: With the development of economy, modern electrical grid structure tend to complicated, grid capacity continues to expand, the reliability requirements of power network operation is also more and more higher. While power system for substation and puts forward the requirements for human resource reducing, both these can be solved through substation automation technology. Substation automation system set power system, electronic technology, automation, relay protection in a large part, based on computer and Internet technology, relying on overall design, face the substation, with scattered, stratification, distributed structure realize of object-oriented design thought. Using the computer system for substation real-time monitoring and auxiliary management, so as to reduce many complex changes.

Key words: computer; monitoring systems; substation; application

变电站计算机监控系统是以计算机和网络技术为核心，通过将变电站原有的控制、仪表、信号、远动等二次系统重新组合、互连、计算机化而形成的一个系统。计算机监控系统集变电站控制、测量和监视于一体,可完全替代变电站常规二次设备。本文旨在研究计算机监控系统在变电站中的应用。笔者根据计算机监控系统优特点和资料显示的数据，对系统的高度可靠性和技术的先进性等一些问题进行了浅谈。

1 变电站中的计算机监控系统

变电站中的计算机监控系统近年来，随着计算机技术、网络技术及通信技术的飞速发展，变电站计算机监控系统在新建及扩建变电站中得到迅速应用。计算机实时监控系统是为了高效地管理好局域网内的所有计算机而建立的一种管理系统。它主要是对局域网内使用的计算机进行监控，用来查看任意一段时间内被控端计算机的使用情况，使用的是远程控制技术。通过掌控被控端计算机实时的运行信息，随时了解局域网内计算机的状况，旨在为局域网内的计算机管理提供一种可靠、实用、方便高效的管理模式。

变电站监控技术站在计算机现代技术的平台上，结合现代自动化技术、电子及通信网络的技术与电力设备相结合，对变电站内的配电网络线路在正常及事故情况下的监测、控制、计量。通过供电部门检查和日常工作的管理，使自动化的技术运用到实际工作中，利于管控。变电站计算机监控系统现在的技术一般采用分层分布式结构，由总控部分和分段控制部分组成，其抗干扰能力、可靠性和稳定性能满足现场实时运行，可以充分的调度端对实时数据的监控。为了达到用电和供电的安全、可靠、方便、灵活，经济，变配电管理尤为重要，加大监控力度将能改善供电质量，提高服务水平，减少运行费用。

变电站是电力系统组成的一个重要环节，是电力网中线路的重要连接部分，其作用是变换电压、汇集和分配电能。变电站能否正常运行关系到电力系统的稳定和安全，因此对变电站进行监控和保护具有十分重要的意义。

2 计算机监控系统在变电站的应用

计算机监控系统在变电站的应用计算机监控系统采集运行数据中蕴含着设备运行特性，环境、电压、负荷等内外因素的效应与影响，设备缺陷发生、发展和变化趋势等丰富而重要的信息。例如设备故障或异常引起的三相数据不平衡；相同运行条件下同类设备运行数据的相对变化和动态变化；某个监测信号动作周期或频率的变化等等、如果我们通过数据分析加工将这些重要信息过滤、分离出来，并通过一定的方法使其成为可以直接表示设备运行特性与变化的图表或告警阈值，从而使值班人员对这种变化的程度、速率和发展趋势进行跟踪、监视和评估。及时发现、捕捉设备的缺陷和不正常工况。甚至还有望实现某些故障或缺陷的预测和预警。在变电站的运行工作中，无论是倒闸撮作，事故处理还是日常维护都离不开对各种运行信息和设备信息的支持。一个运行人员工作能力与质量的高低在相当程度上取决于各种运行及设备信息的掌握程度与运用能力。随着供电需求矛盾的日益突出，为此需要规模扩大、变电站数目将会不断增加。同时，为减少人为因素的造成错误对安全生产的影响，变电站实施少人值班，自动化将是一个不可逆转的趋势。变电站计算机监控系统应用的改进和进一步完善是十分必要的。特别是对现代计算机信息技术的应用，在充分发挥其潜力和特点同时促进日益需求变化的矛盾的解决。准确把握现场的应用需求，拓展应用领域，需要在计算机技术至上提高变电站监控系统的研发水平：同时，变电站的运行人员也应结合自己的工作实践，发现、挖掘并提出合理的应用需求和建议。另外， 目前在许多单位，负责管理和监控的部门，他们出于专业知识的局限和日后维护的考虑，往往对系统的硬件系统、数据网络、系统平台等会有周详的考虑和很高的要求，而常常忽视系统应用层的功能和变电站的实际应用需求，也是的实际操作的部门不能对实际应用中的问题进行发言，导致了系统硬件强大，但软件是进行应用能力弱；系统功能强，但应用的应用功能不理想等等情况，成为变电站监控系统应用效果不理想安全生产效应不明显的重要原因。

3 计算机监控系统在变电站的应用影响意义

变配电站计算机监控系统，能是在无人值守的情况下，保证变电站实时运行，也能获得运行的实时信息，完整的掌握变电站在计算机自动监控下减轻工作压力，缓解人力等一些问题。变电站计算机能自动完成对负荷分析、合理调度、远控合分闸、躲峰填谷，把握安全控制、事故处理的主动性，减少和避免误操作、误判断，缩短事故停电时间，实现对变配电系统的现代化运行管理。这样才能充分发挥计算机监控系统的作用和潜力。

1）方便使用，利于长远发展。变配电所计算机监控系统的末端数据采集与控制直接安装于开关柜内，采用交流电流互感器或电压互感器用交流0-5A电流信号或交流0-100V电压信号（380/220V低压系统直接取交流0-220V或0-380V电压信号），不再需要各种电量变送器，开关柜上各种测量仪表可以取消，外部电缆只有一根通信电缆与供电电源电缆，设计与施工简单。然而需要部分智能开关，然而智能化开关和智能开关柜本身已经具备监控功能，只要设计一根通信电缆引至值班室中央管理机，就可以实现集中监测与远方调度。

2）加强对变电站计算机监控系统的监控、记录和保护有待于完善软件和实际操作。而且在计算不断更新的当代技术中，还要一次断路器设备无油化，二次控制元件无触点集成模块化，提高了设备运行可靠性，减少了设备维修工作。

3）调度可直接监视变电设备运行情况，发生故障能及时、准确地提供原始数据，为事故处理提供方便。然而，变电站误操作事故具有成因复杂，偶然性、随机性高，预防和控制的难度大的特点，因此防误操作历来是变电站安全生产的重要内容，也是变电站监控系统必不可少的重要功能之一。但闭锁功能显露化，提示过于明显和烦琐等问题，几乎是目前所有具有防误闭锁功能应用系统的通病，开发者们总是迫不及待地想通过这些显示或提示以显示系统的先进和功能强大，或者试图以系统或装置的功能去替代现有的以各种规范为主的防误操作机制。殊不知，这样做的负面效应会造成操作人员对系统或机器的依赖，久而久之会使运行值班人员防误操作的主观判断力、鉴别力退化和弱化。 削弱变电站安全运行的基础。因此是极不可取的，必须加以改进。变电站监控系统应将防误操作功能作用时的各种信息或提示隐去，化防误操作于无形之中。如有需要时可通过数据库查询获得防误操作功能作用的各种信息。

4）促进管理，完善信息和资源管理，需要加大对信息技术的掌握，加强学习，尤其对计算机自动管控系统，不仅要对硬软件加大开发和技术的改造，还要实时对系统数据进行人为测试，确保信息准确。专业技术对于计算机应用于变电站，显得尤为重要。

4 计算机监控系统在变电站的应用前景

计算机监控系统应用于变电站系统，不仅提高了管理水平，还能在一定强化下缓解矛盾。随着我国电网建设的发展和安全用电要求的不断提高，自动化技术、产品的开发一定能适用于这种去世的发展要求，加强新技术、新思想的研究，努力开发具有自主知识产权的产品，提高市场竞争力，加强变电站计算机监控系统运行的可靠性与稳定性，保障实时数据的准确性和及时性，今后电力监控系统中将会包容更多的业务类型，电力信息化应用、调度自动化、电力市场应用、安全稳定监控等多方面应用也会进一步得到扩充加强。

计算机变电系统引进的子算计自动系统，将会是变电站的店里和人力以及服务上有重大的提高，在最终的服务上能达到理想的结果。计算机系统采用相关技术，也能使计算机信息在中国应用，电力计算机也将会利用自身的功能来发挥他们自身更大的作用。

我国计算机信息应用的历史不是很久远，但是我们站在时代的高峰，一定要把握准这个时代的风向和必须走向的道路望去，计算机自动化系统应用于变电站系统是趋势，相信前景一片美好！

参考文献：

[1] 毕胜春.电力系统远动及其自动化[M].北京:中国电力出版社,2000.

变电站监控系统篇4

1、通道选择

目前，变电站上送调度中心的各种信息，如遥测、遥信、遥控、主要设备状态和报警信息等，都是通过远动通道传输的，这些信息对实时性的要求很高，不希望其它信息占用而使通道拥挤，影响调度的正常工作。所以直流设备的运行信息必须从另一个通道进行远方传送。目前，变电站中除远动通道之外，还有一个电话通道，这个通道一般是作为工作人员现场工作时使用，以及其它辅助系统如安全报警系统必要时使用。通常此通道是处于闲置状态，但又是必设的，所以可以用它作为直流监控系统的信息通道。

直流监控系统的数据信息量少，发送时占用通道时间短。这样，可以在工作时拨通，占用通道，结束后挂掉，和其它系统分时地使用通道，从而保证各个系统的正常运行。

2、系统构成

监控中心计算机通过 modem 连入电话网。而监控器也通过 modem 与电话网相连。双方 modem 都可以相互呼叫对方，通过双方 modem 和电话网建立通信链路，互传信息。这样，监控中心计算机可以通过这个通信链路，采取各站监控器的信息，发送控制命令，各站监控器也可把每日定时运行数据和异常情况信息上报中心。系统包括3部分：监控器是前置机系统，负责设备数据的采集、运行状态的控制和信息的上送；监控中心是后台机系统，是基于 PC 机上运行的，它负责对所有变电站的监控器发送命令，接收其运行数据以及对数据进行处理和分析；两者之间的数据通信依靠 modem 和电话网建立。监控中心和监控器是一对多系统。

3、监控器设计

3.1监控器原理

监控器是安装在各变电站的一套系统，它采集各直流设备的运行状态信息，对其进行控制，把各数据信息上送监控中心和其它监控单元。

监控器用工控机设计，其 I／O 端口作输入和输出使用，它可直接从直流设备上采得测量量、状态量以及蓄电池绝缘状态等信息，也可以对直流设备进行控制和调节，如充电机的开关机动作、均充浮充改变、均浮充电压的改变以及馈线的合断等。另一方面，微机控制器通过 RS232 或 modem 方式把四遥信号上送到 RTU 或调度中心，把所有直流设备的运行信息通过 modem 经电话网送到设备维护人员所在的监控中心。

3.2监控器软件设计

监控器软件由4个模块组成：通信模块，数据收发模块，I／O 模块和数据处理模块。

通信模块的作用是为数据的传输作好通信的准备，包括打开、关闭 modem 以及自动拨号的功能。软件设置定时打开和关闭 modem，这使得本系统可以和其它如报警系统分时使用电话通道。自动拨号是在直流设备发生异常事件时，自动拨通监控中心的 modem，向其发送相应报警信息。

数据收发模块主要负责通信链路建立后的数据收发事务。发送的数据包括：各直流设备当时的运行信息；本监控器存贮的24 h内固定时间历史数据；24 h内所有报警信息。接收的数据包括监控中心的控制和调节命令等。

I／O模块功能包括：提供监控器的人机输入界面，监控器对各直流设备量的采集以及对其进行的控制。

数据处理模块是监控器的核心模块，它一方面把 I／O 模块取得的数据进行处理，根据设定的时间间隔把每日的数据存入库中，以待数据收发模块上送监控中心。这些数据每日更新。另一方面，它把由收发模块接收到的调控命令进行分析后，提供控制信息给 I／O 模块使用。

4、监控中心设计

监控中心是一台微机，其上运行监控中心后台软件。

监控中心软件主要包括4个部分：通信模块，数据库形成模块，主控模块以及报表打印模块。

通信模块的作用和监控器的通信模块功能相同，作用为拨通变电站的监控器 modem,建立通信链路，向下发送控制命令信息，此外它也可以被对方叫通，接收其上传的信息。此模块用 Visual Basic 5.0 开发，它仅仅根据通信的要求，拨通 modem，建立通信的链路即可。可送具体数据则与其无关，由主控软件部分负责处理。

数据处理模块两个作用；一是形成各站的直流设备的信息库；二是把每日采集来的各站的日数据整理入库，形成所有变电站直流设备的历史数据库。用户可以根据实际情况，灵活地建立各个变电站及站内所有直流设备的数据库，灵活地维护所有站内信息，维护后此系统自动存库，灵活性强并且操作简单方便。此外，各变电站监控器每日定时把日数据上送监控中心，后者在接收后根据各站名存入各自数据库中，形成历史库，供报表打印系统查询时使用。

主控软件提供人机界面，是基于 Windows 95 操作系统的操作界面，用鼠标和键盘对屏幕上的图形进行操作。只要用鼠标点取设备元件所对应的图元，就可以查询和控制此设备，也可以用键盘输入设备的参数达到对设备运行参数远方调节的目的。维护人员对运行站内设备的查询和控制可以通过鼠标和键盘实现。当通信模块建立通信链路后，它可以打开远方送来的数据信息，显示在屏幕上，并把这些数据交数据处理模块处理。另外它也把操作者的控制命令以数据包的形式向远方发送。它是本系统的核心。

报表打印模块根据工作的需要，对数据处理模块保存的历史数据库进行查询，制作日报表、月报表和其它报表以及作出相应的数据曲线，供分析和查询使用。

5、结束语

变电站监控系统篇5

关键词：变电站；监控系统；调试方法

中图分类号：TP311

文献标识码：A

文章编号：1009-2374（2012）16-0117-02

1　改进变电站监控系统调试方法的原因

由于目前66kV变电站典型设计要求，保护测控装置不集中组屏，下放到各个间隔开关柜内，促使系统调试人员要分别在主控室、高压室及开关场内进行工作，如遇到问题还需要分别到设备侧和监控系统侧查找原因，这种方法既浪费人力又耗费时间，增加了工作量，而且多人长时间的传话方式降低了对试的准确性。针对这一实际问题，我小组人员设定“改进变电站监控系统的调试方法”这一课题进行小组活动，并在实践中摸索经验，不断完善，确保了四遥（遥调、遥控、遥测、遥信）的实时性和准确性。

近几年来，随着66kV变电站改造需求的增多，改进方法，提高变电站监控系统的调试速度势在

必行。

在现场工作中我们发现，按照目前变电站典型设计要求，66kV变电站内保护测控装置不集中组屏，下放到各个间隔开关柜内，使监控系统与调试设备之间距离加大，牵扯的调试地点增多，工作中既要严格保证对试信息的准确性，又要确保在工期内完成调试任务，这对现场工作人员来说是很困

难的。

首先，人员不足，需要在监控计算机及一次设备侧分别设置工作人员及监护人员，目前工作现场多，人员有限，很难满足要求。

其次，工作量大、根据相关规程，需要对变电站内各种设备的几千个信息量进行对试，工作强度大，容易出错。

再次，效率低，处理故障时，现场技术人员需要分别赶到设备侧及监控系统侧查找问题原因，待查明原因后方可继续对试，对试中要使用多种通讯设备，不仅降低准确度而且还需要较长时间。

最后，安装设备的地点不集中，由于66kV变电站内保护测控装置不集中组屏，下放到各个间隔开关柜内，使监控系统与调试设备之间距离加大，牵扯的调试地点增多。

由于目前系统内变电站综自改造越来越多，越来越快。而且近年来，保护测控装置不集中组屏，下放到各个间隔开关柜内，延长了监控系统与调试设备之间的距离，给调试人员增加了很大困难，由于下放式的设备结构，陈旧的调试方法费时费力，需多人配合（图1），很难保证在要求工期内完成调试任务。因此调试方法效率低是主要

原因。

如果采用改进后的调试方法，工作人员不用分散在多个工作地点，减少了很多中间环节，调试人员可由原来的4人减少到2人，调试工期由15天缩短成5天，通讯设备仅需一台。

2　改进办法及效果

2.1　新调试方法的实施办法

针对目前主要采用的三种监控系统种类，采取不同的方法实现可靠的“所见即所得”的远程调试界面。

66kV变电站内基于windows xp平台的监控系统，采用系统自身功能实现可靠远程调试界面；66KV变电站内基于Linux平台的Ubantu监控系统，在调试用笔记本电脑上采用Real VNC软件实现可靠远程登录界面；220kV变电站内基于Unix平台的监控系统，采用系统自身功能实现可靠远程调试

界面。

2.2　新调试方法的理论效果

仅需一组工作及监护人员，在实际设备的安全距离以外接入站内网络，使用远程调试界面进行

调试。

调试人员可以亲眼见证实际设备的重要信息及动作过程，避免了传话方式，提高了调试准确率。如遇到异常情况，可就地排除实际设备问题，同时可以在当地通过站内网络查找远方监控系统及调度主站远传数据库问题，迅速排除故障，节省调试时间，提高工作效率。

2.3　新调试方法的实际效果

为了更好地验证变电站监控系统新的调试方法，我们将其应用在更多的变电站，收效明显。对调试过程中存在的一些细节问题进行调整和改进使我们的调试方法更趋于合理、完善。对网络的安全性进行了重点的分析讨论，制定措施，确保监控系统的安全。为了推广使用这种调试方法，我们对年轻的新员工进行了讲解和培训，以帮助他们尽快掌握调试技能，在工作中发挥更大的作用。

为了更好地验证变电站监控系统新的调试方法，我们分别对运用这种新方法调试的变电站进行跟踪调查，采用了新的调试方法后，在按时优质完成调试任务的同时，缩短了调试时间，减少了调试人员，达到了预期目标。

3　结论

通过实践证明，改进后的调试方法可行并且效果明显。

以一个新建66kV变电站为例，两台主变、20回10kV出线调试费用总计约为4万元，如果按照此项试验方法，试验效率和经济效益都比原来提高50%，其余节省的人力如果在调试一个类似变电站同样创造出约4万元经济效益。既能保证监控系统调试工期又可保证试验的可靠性，降低试验成本。

通过对逐渐普及的综合自动化变电站及今后将出现的数字化变电站结构的研究，我们发现，改进后的监控系统调试方法将适用于新的环境，并且效果会更加明显。

参考文献

[1]　周全仁．电网调度自动化与信息化技术标准[M]．中国电力出版社，1999．

变电站监控系统篇6

【关键词】220kv;变电站;自动化监控

变电站是输配电系统中的重要环节。近年来，变电站的二次系统经过了两次大变革，即保护微波化及基于计算机局域网的变电站综合自动化。变电站自动化的监控系统功能也日益强大。近年来，随着计算机及通信技术的发展，电力系统自动化水平有了很大的提高，在220kv变电站中采用以计算机控制通讯技术为基础的综合自动化技术已经成为必然的趋势，并逐渐向少人或无人值守过渡。

1.变电站综合自动化监控系统的结构

目前，从国内外变电站综合自动化监控系统的发展情况来看，大致存在以下几种结构：

（1）集中式系统结构。一般采用功能比较强的计算机并扩展其I/O接口，集中采集变电站的模拟量、开关量等信息，集中进行计算机处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。

（2）分布式系统结构。按变电站被监控对象或系统功能分布的多台计算机（微机）单功能设备，将它们连接到能共享资源的网络上实现分布式处理，即将变电站综合自动化系统的功能分散给多台计算机完成。

（3）分层分布式结构。分层分布式变电站综合自动化控制系统可分为三层结构，即站控层、间隔层、过程层。每层由不同的设备和子系统组成，完成相应的功能。通常，变电站综合自动化监控系统由站控层和间隔层两个基本部分组成。

2.变电站综合自动化监控系统的功能要求

2.1 数据采集和处理功能

数据采集包括开关量、模拟量、电能量以及通过其他智能电子设备数据的采集。开关量包括断路器的状态、隔离开关的状态和接地刀闸的状态，继电保护等智能装置的保护动作和报警信号，有载调压器的分接头位置信号等。开关量的处理主要有统计变位次数和变位时间等。

模拟量包括各段母线的各相电压，各进线出线回路的电流值、有功功率、无功功率、功率因数、频率与相位等电量参数以及变压器的瓦斯值、温度、压力等非电量参数。对模拟量的处理有零漂抑制、越限报警、最大值（最小值）发生时间统计等。

电能量的采集和处理指的是有功电度量、无功电度量的采集，并实现分时累加、电能量平衡统计等功能。通过数据通信接口采集到的各类智能电子设备的信息，由计算机监控系统分别对这些数据进行处理。如：微机保护装置、直流监测装置、电度表等。数据采集有两种形式。一种是通过测控装置获取数据，即面向一次设备采集模拟量和开关量;一种是通过通信接口获取数据，即面向其他智能装置直接获取计算机数据。这些数据经过监控系统统一处理后存入数据库。

2.2 控制操作功能

变电站综合自动化监控系统控制操作可对断路器和隔离开关的分、合进行操作，对变压器分接头进行调节控制，对电容器组进行切换。同时可以接受遥控命令，进行远方操作。控制操作分为手动控制和自动控制。手动控制包括调度中心控制、站内控制和就地控制。控制级别由高到低为就地、站内和调度中心。三种控制之间应该相互闭锁，同一时刻只允许一级控制。监控系统对所有操作对象均可设定闭锁功能，以防止操作人员误操作。

2.3 SOE功能

事件顺序记录SOE（SequenceofEvent）是以一种带时标信息的方式记录重要状态量的变化，为分析电网故障提供依据。SOE包括断路器分合闸记录和保护动作记录等。断路器、继电保护装置的动作速度非常快，时间分辨率一般都是毫秒级，所以要求SOE具有很高的分辨率。SOE信息保存在站控层的后台计算机内，可随时供查询使用。

2.4 报警及处理功能

当变电站设备发生故障，断路器、继电保护装置应立即启动相应的报警和显示事故信息。报警信号分为保护动作信号、设备故障、测量值越限、自诊断告警、通信接口运行状态和网络故障信息等。报警信息保存在计算机内，可供查询使用。

3.目前各220kv变电站综合自动化系统中存在的问题及改进建议

3.1 网络安全

随着经济的不断发展，我们在享受网络通信带来大容量、高速度的同时，220kv综合自动化变电站最首要的问题就是网络安全。后台、总控以及网络设备有了很多方便的接口，但是也存在许多被病毒感染的通道。例如，在对设备进行检修和调试时必须使用的笔记本电脑，会由于频繁地从后台到总控再上网，从而导致笔记本电脑中毒;在进行数据备份的过程中，会在各个站以及进行管理工作的微机上使用移动硬盘;开放性设计的系统，会使得站内后台、总控、保护管理机以及通信管理机之间都是畅通的。这些都有可能使得备份数据的移动硬盘感染病毒，并发生数据丢失的故障。

针对上述问题，可以采取以下措施进行解决：第一，系统内的任何设备都要禁止与MIS、网络连接;第二，对当地进行监控的微机也要对其进行机密设置，要禁止普通用户使用USB接口以及光驱和软驱，并禁止更改IP地址;第三，要及时地更新笔记本电脑的病毒库。

3.2 运行维护困难

目前，国内各个220kv综合自动化系统虽然结构方式大体相同，但是，由于旧的变电站以及所选设备的差异，使得在对其进行日常的维护检修工作时，有着较大的影响。例如，①由于信息的来源不同，在对刀闸遥信进行补充时，依靠微机五防系统的虚拟信号进行，这是在不得已的情况下而采取的一种措施;②各个信号复归遥控的作用范围、保护信息的命名会因为实际回路的设计与保护装置型号的差异而存在较大的区别;③画面和数据库的维护方法也会因为后台界面风格的不同而而各不相同，这就要求负责运行和维护的工作人员需要不断地学习，掌握到更多的知识，从而更好地适应设备的变化。

3.3 信息经过多级中间环节给稳定运行带来影响

开放性的每套系统都考虑到了尽量满足用户对不同型号设备接入的要求，连接核心设备和网络层设备的重要枢纽就是每套系统中各种规约转换器以及智能网关等。由于设备型号较多，相应的规约也比较多，许多站有些信息的传送要经过3次规约转换才能完成，还有许多的中间环节，要求设备之间进行更多的匹配，这就使得硬件及软件上发生故障的几率增加。正是因为这个原因，个别的变电站无法实现稳定的运行。数据网通信会专门加设数字配线架，为了方便日后的检修工作。因此，从系统的实时性以及其长久稳定运行的角度考虑，对系统进行设计以及对设备进行选用时，应从实用的原则出发，遵循尽可能地使设备型号统一的原则，从而减少不必要的中间环节，降低故障发生的几率。

4.结语

总而言之，时代不断发展，我国的电力科学技术也取得了显著的进步，这给220kv变电站综合自动化监控系统的发展打下了良好的基础。随着电子技术、网络通信技术的成熟和应用，变电站自动化的发展进入了一个新的阶段，数字化变电站和数字化电网逐渐被提了出来，并在不断地应用实践中得到认可，220kv变电站综合自动化监控系统的前景变得更加地美好。

参考文献

[1]董海山，布文哲.综合自动化技术在变电站的应用及存在问题的分析[J].河北电力技术，2006（03）：12-14.

[2]李永生，姚慧丽，马克强.综合自动化变电站通信网络及传输规约选择的探讨[J].电力学报，2005（04）：393-395.

变电站监控系统篇7

330kv凉州变电站是甘肃武威电网的枢纽变电站，变电站整个系统采用微机监控，系统包括两部分：站控层和间隔层，网络结构为开放式分层、分布式结构。站控层为全所设备监视、测量、控制、管理的中心，通过光缆与间隔层相连。间隔层按照不同的电压等级和电气间隔单元，以相对独立的方式分散在各个继电器室中，在站控层及网络失效的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层的监测和断路器控制功能。计算机监控系统通过远动工作站与调度中心通讯。

1 网络结构介绍

1．1 问隔层网络结构

330kv凉州变电站二次测量、保护单元通过rs485和光纤组成的f—net局域网，网络拓扑结构为总线型，网络传输速率为187．5kb／s，网络成熟可靠，它负责站控层各个工作站之间和来自间隔层的全部数据的传输和各种访问请求。其网络协议符合国际标准化组织osi模型。具有良好的开放性，见图1。

网络特点：

(1)网络结构完全符合《中国电力行业标准》中关于继电保护和智能数据采集设备信息接口标准。基于铜线的双绞线较之基于光纤的传输系统容易受到电磁干扰的影响，且传输信息的质量降低。但对于普通的数字智能装置，如果直接实现光纤接口，必须安装光纤连接器，这样就大大提高了设备的成本，对生产商和使用方法都将产生经济上的压力，rs-485和光纤通过光纤转换器组成的以太网，不但避免了以上的不足而且充分利用了rs-485和光纤的优点。

(2)测量、控制及继电保护装置的配置：如图1所示，所有的测量、控制装置全部通过rs-485接口以总线方式相连接，所有继电保护装置通过rs-232接口与串口扩展板(1-16)相连接。这种相对独立配置方式，大大增强了系统的运行可靠性，系统不会因为某个单元装置故障而瘫痪。

(3)前置机配置：如图1所示，2台前置机互为备用，当主机出现异常和故障时，备用前置机自动切换为主机运行，保证了系统的正常运行。

(4)系统的不足：系统设计的不足之处在当串口扩展板或任何一台前置机出现故障时，所有的保护信息都无法传输，在以后的网络改造中，将继电保护装置的rs-232接口通过串口转换板转换为rs-485接口，以总线的方式实现保护信号的传输。

1.2 站控层网络结构

站控层网络为以太网，网络拓扑结构为总线型，网络传输协议为tcp／ip，网络传输速率为100mb／s，通讯介质为双绞线+光纤，它负责站控层各个工作站之间和来自间隔层的全部数据的传输和各种访问请求。其网络协议符合国际标准化组织osi模型，具有良好的开放性，站控层网络按双网配置，网络结构如图2所示。

网络特点：

(1)操作员站：主机与操作员站独立设置，主机／操作员站具有主处理器及服务器的功能，为站控层数据收集、处理、存贮及发送的中心。主机／操作员站是所内计算机监控系统的主要人机界面，可实现图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，操作指导，操作控制命令的解释和下达等。

(2)远动工作站：远动工作站具有远动数据处理及通信功能。远动通信设备信息直采直送，即直接接收来自间隔层的i／，o数据，进行处理后，按照调度端所要求的远动通讯规约，完成与调度端的数据交换。远动通信设备已配置了与国家电力数据网的通信接口设备，以支持变电所远动、电能量计费等信息的上网传输。

(3)工程师工作站：工程师站主要供计算机系统管理员进行系统维护用，可完成数据库的定义、修改。系统参数的定义、修改，报表的制作、修改，以及网络维护、系统诊断等工作。

(4)前置机：前置机属于间隔层设备，其中前置机i和前置机ⅱ互为备用，前置机ⅲ和前置机ⅳ互为备用。在数据库的定义上，也具有相对的独立性，任何一台前置机主机数据库出现故障，在操作系统正常的情况下，可以通过工程师工作站将备机的数据库进行远程复制，能迅速恢复主机的正常运行。

(5)切换板：当变电站增容或某些设备更换后，相应的数据库参数发生了改变，数据库重新定义后必须重启计算机，若重启的计算机为主机，将会影响系统的正常运行。因此，必须通过切换板强制将主机切换为备机，切换板的运用大大提高了系统的可靠性。

2 系统评价

330kv凉州变电站计算机监控系统在站控层采用以太网，在间隔层采用了f—net网(rs-485总线结构)，使间隔层和站控层网络具有相对的独立性，整体网络又具有完整的统一性。

在继电保护设备，测量控制设备的接口上兼容了光纤连接器，在监视方向上和控制方向上采用了2条光纤电缆，将数据电路设备集成到数据终端设备，实现了在rs-485／rs-422／rs-232和光纤适配器之间的成功接口，在控制系统和继电保护之间采用了基于铜线的传输系统，也是对光纤传输的一种变通。

变电站监控系统篇8

关键词：变电站；工作原理；检测系统；通信设计

1 C8051F043自带CAN控制器结构与工作原理

C8051F043是具有25MIPS、64 KBFlash、10bitADC，带有CAN控制器的高速8位单片机。其自带的CAN 控制器支持CAN 技术规范V2.0A／B；并能够发送按接收标准的和扩展的信息帧，同时具有接收滤波和信息管理功能，最高数据传输速率可达1Mbit／s，所构成的CAN总线节点可直接与CAN 总线上的其他微控制单元（MCU）通信。Silicon Labs CAN是一个协议控制器，不提供物理层驱动器（即收发器），其内部含有4个发送缓冲器、4个接收缓冲器。同时还具有灵活的中断管理能力，这些特点使得MCU对CAN总线的操作变得非常简便。

C8051F043所含CAN控制器包含1个CAN核、消息RAM（独立于CIP-51的RAM）、消息处理状态机和控制寄存器组以及波特率预分频器BRP（Baud Rate Prescaler）。其中CAN控制器核心负责与CAN 总线的接口和通信，消息RAM、寄存器组以及消息处理器用来实现CAN 总线通信模式控制以及操作控制，其控制器如图1所示。

1.1 CAN控制器工作模式

C8051F043自带的CAN控制器可以工作在测试模式和正常模式2种状态，可通过简单设置CAN控制寄存器（CAN0CN）的Test位来设置。其中在测试模式下又有4 种模式：静音模式、回路模式、静音回路模式和基本模式。在测试模式下，可以通过TX1和TX0位控制TX 的输出控制。

1.2 收发操作

CAN总线控制器的发送流程是：首先对接口寄存器IFx命令掩码寄存器进行赋值，指定发送方向和字节数；其次，对IFxAR进行赋值，指定标准帧或远程帧；最后对发送请求寄存器TxRqst进行赋值，确认对32个消息对象中的哪一个进行操作。其中，控制器有32个消息对象，因而CAN 控制器可以管理32个消息对象报文发送。如果取消对消息对象的发送，只能通过IFx 消息控制寄存器进行操作，而不能对发送请求寄存器进行操作。CAN总线控制器的接收流程和发送大体致，不过最后接收的数据存放在新数据寄存器中。

1.3 中断管理

CAN控制器有4个中断源，包括发送中断、接收中断、错误中断及总线唤醒中断等。利用对CAN控制寄存器的EIE、SIE、IE等位进行设置，可方便实现对各种中断的有效管理。当有中断发生时，将引发C8051F043 的第19号中断，可在中断服务子程序里面对不同的中断进行响应。

1.4 错误检测

CAN协议具有CRC错误、应答错误、形式错误、位错误和填充错误等检测功能。C8051F043所带CAN控制器包含错误计数寄存器。其中接收出错计数器REC（Receive Error Counter）范围在0～127之间；发送出错计数器TEC值范围0～255之间。因而对于网络中的任何一个节点而言，都有可能因为错误计数器的数值不同而使其处于错误－激活、错误－认可和总线－脱离3种状态。

2 监控系统通信模块设计

2.1 监控系统总体结构

监控系统由控制台工作站、CAN主控制器、智能终端等组成。其中CAN主控制器由C8051F043和CAN总线收发器SN65HVD230组成，智能节点可实现交流电压、电流信号、频率等电能质量参数的采集、控制与处理，对变电站线路电能质量进行监控，然后通过CAN 主控制器将数据传递到控制台工作站。系统结构如图2所示。

图2 CAN总线网络系统结构框图

这种网络拓扑结构采用了总线式结构，且结构简单、成本低，采用无源抽头连接，因此可靠性较高。其信息传输采用CAN通信协议，通信介质采用双绞线。由于CAN总线是基于发送报文的编码，它不对CAN控制节点进行编码，故系统的可扩充性比较好，同时增删CAN总线上的控制节点不会对系统的其余节点造成任何影响。系统采用模块化设计，对于主控制器通信节点的设计可直接应用到智能节点的设计上。该智能终端使用的数据采集模块可采集交流数据。从互感器输出的三相电压、三相电流经过信号电路转成合适的电压信号直接送到C8051F043的模拟输入端，经过内部模拟通道选择开关，进行AD转换，将转换完的数据通过CPU处理后由CAN口送至上位机。每周期采样64个点，采用FFT算法，经试验，符合系统要求。

2.2 CAN 主控制器设计

CAN主控制器不包括模拟信号采样单元和频率采样单元，其作用是对底层分布式CAN智能节点进行数据传送和命令交互，其CAN通信节点设计与智能终端在通信协议上完全兼容。本系统中通信节点采用带有CAN控制器接口的微处理器C8051F043，物理层上的CAN 总线收发器SN65HVD230则作为CAN控制器与物理总线的接口。如果需要进一步提高系统的抗干扰能力，可在SN65HVD230与物理总

线接口之间再加一个光电隔离器。其电路图如图3 所示。

2.3 通信节点软件设计

2.3.1 系统初始化

在C8051F043 所带CAN控制器正常工作之前，需要进行正确的初始化，其访问CAN 控制器的步骤一般是①：

步骤1 设置SFRPAGE 寄存器为CAN0_PAGE；

步骤2 将CAN0CN 寄存器中的INIT 和CCE 位设置为1；

步骤3 设置位定时寄存器和BRP 扩展寄存器中的时序参数；

步骤4 初始化每个消息对象或将其MsgVal 位设置为NOT VALID；

步骤5 将INIT 位清0。

2.3.2 波特率发生器参数设置

在CAN总线网络正常通信的过程中，只允许一种CAN波特率进行通信，由于CAN网络上有不同节点，各节点控制器使用的晶振不一定一致，使得波特率设置成为关乎CAN通信是否成功的首要内容。本文中C8051F043单片机采用内部晶振和外部晶振相互切换的模式。设置方便，可根据不同的波特率对寄存器BITREG进行灵活设置。其参数见表1。

表1 不同晶振和波特率下位定时寄存器设置表

2.3.3 CAN 通信收发操作

本文C8051F043CAN控制器主要采取中断模式进行总线数据的接收和发送。整个系统主序提供2 种中断即定时器中断和外部中断。定时器中断的中断子程序主要处理来自模拟通道AIN0～AIN7的A／D数据采集；发送数据发送请求命令以及数据发送。外部中断的中断处理子程序主要处理CAN总线错误处理子程序和数据接收子程序。CAN控制器收发数据流程如图4所示。

发送程序代码如下：

SFRPAGE＝CAN0_PAGE；

CAN0ADR＝IF1CMDMSK；

CAN0DAT＝0x0087；／*IF1 Command Mask Registers＝0x00878*／

CAN0ADR＝IF1DATA1；

for（num＝0；num

｛CAN0DATH＝sdata［num］；

num++；

CAN0DATL＝sdata［num］；

CAN0ADR＝IF1CMDRQST；

CAN0DATL＝MsgNum；∥MsgNum为要写入智能节点号

接收程序代码如下：

SFRPAGE＝CAN0_PAGE；

CAN0ADR＝IF2CMDMSK；

CAN0DATL＝0x0f；

／*WR／RD＝0，Mask＝0，Arb＝0，Control＝0，ClrIntPnd＝1，NewDat＝1，DataA＝1，DataB＝1* ／

CAN0ADR＝IF2CMDRQST；

CAN0DATL＝MsgNum；∥指向MsgNum 号消息

CAN0ADR＝IF2DATA1；

for（i＝0；i

rdata［i］.val＝CAN0DAT；∥接收数据到相应数组

2.4 软件设计时需要注意的问题

对C8051F043中CAN控制器在初始化完成后要处于挂起状态，这就需要在初始化完后将其置为Normal模式，否则将一直停留在挂起状态下，而不能进行正常工作。可通过对CAN控制寄存器的INIT位置0操作来实现。

在通过CAN 控制器进行发送和接收之前，一定先关中断，然后对发送和接收的相关寄存器进行初始化，进而进行发送或接收。

3 结语

本文介绍了以C8051F043单片机组成变电站监控系统通信节点的设计。通过CAN 总线通信构成变电站监控控制网络，具有高性价比、实现简单等突出优点。所设计的智能通信节点可联结多个集散控制系统，其硬、软件电路的设计采用模块化的方法，因而具有可扩展性，方便以后添加和升级。