变电站监控系统范文
时间：2023-03-20 18:19:21
导语：如何才能写好一篇变电站监控系统，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。
篇1
变电站是电力系统正常运行串的一个重要的环节，它完成电能的传输、电压的变换和电能分配等多方面的功能。随着中国经济水平的不断提高和变电站工程的不断增多，但随之而来的变电站安全监控问题日益突现出，110kV变电站工程的安全监视与控制管理成为110kV变电站工程安全正常运行的重要问题[1]。比如2008年年初，我国南方更是遭受了百年不遇的冰雪灾害，变电站设备和输电线路遭受了冰雪的侵袭，为此变电站监控机制需要进一步加强和完善。传统安全监控是建立在各安全监控子系统结构基础上的，随着电力部门网络的全面改造，各变电站都有了相应的通讯网络，使远程监控成为可能[2]。本文为此针对传统的变电站监控系统存在的问题，本文在变电站监控系统中引入了OPC技术，探讨了110kV变电站监控系统OPC技术改造处理，取得了很好效果，现报告如下。
1.变电站监控系统的功能与组成
1.1 变电站监控系统的功能
变电站监控系统是为配合变电站实现无人值守而增设的电网辅助监控系统，最基本的目的是将变电站的各个监视点的报警信息传输到监控中心，监控人员可通过实时图像和运动信息对变电站的运行情况进行综合监控与分析[3]。主要功能有：
(1)实时视频监控，监视设备运行状态，与变电站监视区域的智能设备配合，实现防盗、防火功能；
(2)报警功能，当发生报警时，能自动切换到相应的摄像机，有预置机位的应自动切换至指定预置机位，变电站视频处理单元或数字录像机能自动进行存盘录像，并联动相关设备；
(3)控制功能，能对所有摄像机进行控制，实现对摄像机视角、方位、焦距调整；
(4)由红外传感器、烟雾传感器和其它传感器组成的感应探测模块，对监控现场进行全方位的监测；
(5)图像录像管理，实现报警前和报警后的录像存储。
1.2 变电站监控系统的组成
变电站监控系统主要分为三大部分：监控前端控制器、监控数据传输网络和客户端应用程序。
(1)监控前端控制器。使用高性能ARM9芯片作为主处理器，配合各种电路、摄像头、红外线防盗报警设备电路和烟雾火灾报警设备电路组成监控前端控制器。
(2)监控数据传输网络。将各个监控前端控制器通过网线相连组成一个局域网。
(3)客户端应用程序。
2.传统变电站监控系统存在的问题
传统监控系统存在的问题主要体现在如下几个方面：
2.1 设备实时数据共享困难
传统变电站监控系统如果要被多个应用程序共享就要开发多个驱动程序，而开发驱动程序又是需要花费相当的开发时间，导致了实时数据的共享困难[4]。
2.2 系统的稳定性不易控制
传统变电站监控系统有多个应用同时访问设备，而这些应用访问设备又是通过不同的驱动程序。由于各个应用对设备的访问没有进行相互协调，对设备的访问就不能有效的控制，这将导致系统的崩溃甚至造成硬件设备的损坏。
2.3 硬件与软件之间依赖性强
假设一个系统由M种软件，N个设备，每增加1个新的需要访问这N个设备的应用软件就需要另外开发N个硬件设备的驱动程序。每增加1个新的硬件设备需要为M个应用软件使用就需要开发新的M个设备驱动程序。一个设备升级了需要更新所有使用该设备的应用程序，一个软件升级了则需要重新开发该软件所使用的设备驱动程序。对于拥有很多设备多个应用的监控系统来说，要开发很多的驱动程序，系统结构复杂，开发周期长[5]。
3.基于OPC技术的110kV变电站监控系统改造处理
3.1 OPC技术概况
OPC(Object Linking and Embedding (OLE)for Process Control)是微软公司的对象链按和嵌入技术在过程控制方面的应用。OPC以OLE/COM、DCOM技术为基础，采用客户/服务器模式，为工业自动化软件面向对象的开发提供了统一的标准，其基于PC的客户机之间交换自动化实时数据的方法[6]。采用这项标准后，硬件开发商将取代软件开发商为自己的硬件产品开发统一的OPC接口程序，而软件开发者可免除开发驱动程序的工作，充分发挥自己的特长，把更多的精力投入到其核心产品的开发上。这样不但可避免开发的重复性，也提高了系统的开放性和互操作性。
3.2 OPC技术的应用优势
(1)设备实时数据共享：不同的应用可以通过OPC接口访问OPC服务，获得实时数据从而实现了实时数据的共享。(2)便于控制对设备访问：所有的应用都通过OPC服务访问设备，这样对设备的访问控制只需在OPC服务中进行控制即可，避免了通过不同的驱动同时访问设备所带来的隐患。(3)硬件与软件之间依赖性不强：硬件开发商只需提供一个遵守OPC接口标准的OPC服务，在应用软件开发中也只需通过OPC接口标准来访问设备。(4)系统结构简单，便于开发维护[7]。(5)采用OPC规范，便于系统的组态，将系统复杂性大大简化，可以大大缩短软件开发周期，提高软件运行的可靠性和稳定性，便于系统的升级与维护。(6)OPC规范了接口函数，不管现场设备以何种形式存在，客户都以统一的方式去访问，从而实现系统的开放性，易于实现与其它系统的接口。(7)监控系统中不同的应用通过一个统一的接口去访问设备，避免了不同的应用通过不同的驱动访问设备而造成系统的不稳定，甚至是系统的崩溃[8]。
3.3 系统体系结构
基于变电站的安全性考虑，我们放弃了站外部维护的灵活性与交互性，选择了变电站内外有别体系结构，给出了基于OPC技术的变电站监控系统的体系结构。本文的基于OPC技术的变电站监控系统是一个典型的B/S与C/S混合的三层体系结构。由客户端/应用服务器/数据库服务器构成了C/S模式的三层体系结构。由浏览器/WEB服务器/数据服务器构成了B/S模式的三层体系结构。在变电站内部采用的是C/S模式的体系结构。但是由于变电站监控系统的特殊性，使变电站的三层体系结构的功能配置又不同于传统的配置方案。在变电站监控系统中底层的数据层的数据一部分来源于现场的实时数据，另一部分来源于普通的商用数据库。将功能层配置与应用服务器，而数据层则配置在数据库服务器与现场设备的OPC服务器。对于变电站外部则使用了基于B/S模式的三层体系结构。Web页面通过Web服务器获得必要的持久化数据，通过嵌入到Web页面内的ActiveX控件(OPC客户端)来连接OPC服务器，获取实时数据，进行显示与分析。
4.基于OPC技术的110kV变电站监控系统测试分析
本变电站监控系统集视频监控、红外线防盗监测和火灾报警等功能于一体，充分发挥嵌入式系统和计算机网络的优势，能够对变电站实际状况进行很好的监控。在实验室状态下，我们将EBEYE V2000摄像头通过USB接口相连，将热释电红外线探测电路和离子型烟雾火灾探测设各与控制板连接起来。监控客户端采用一台PC，二者通过网线相连，形成一个局域网，并通过超级终端进行测试。(1)Bootloader移植：通过JTAG口，应用vivi移植Bootloader到服务器，并正常工作。(2)Linux内核移植：应用内核和根文件系统，内核在服务器终端成功加载界面。(3)客户端人机交互操作程序测试：在客户端PC上，点击“变电站监控系统”图标，输入用户名和密码，单击进入“确定”。监控系统正常运行，实时视频图像清晰，红外线探头和烟雾火灾报警探头运行正常。通过操作按钮，进行监控探头的切换[9]。
5.110kV变电站监控系统的改造技术发展
5.1 数字化技术
近些年来，数字化的浪潮已波及到各个领域，其中仅就安全监控领域来说，人们即已从安全监控设备及系统的数字化方面享受到前所未有的便捷与实惠。将数字技术引入智能监控领域，着实使传统的电视监控系统产生了质的飞跃。数字技术具有各种可以容易地实现在模拟信号处理技术中很难实现的各种功能、算法或处理技术，特别是当采用双线性插值或三次卷积插值等技术来进行图像幅面大小的调整时，还可以在大屏幕显示器上获得大幅面的准高清晰图像显示。现代安全监控系统的智能化程度越来越高，基于数字图像处理与模式识别技术的人像识别、人体行为特征识别的应用系统也已开始走向实用。这样，对于结合有指纹识别、虹膜识别的出人口控制系统中，可以进一步结合视频人像复核技术，从而对出入口人员的合法身份进行进一步的确认。
5.2 行为和步态识别技术
行为识别技术属于自动化人工智能监控的一个典型技术。它可以实现自动化人工智能监控技术可以实现的大部分功能，而且由于其主要由软件为主导，设备安装灵活，只需在布防区域设置好摄像机即可。但是这种技术对摄像机的设置点要求较高，而且提供的报警信息是照片形式，而不是视频录像。同时行为识别技术，只能探测到可疑物体，但不能具体识别可疑物体，这些缺陷就不能很好的满足人们对安全监控智能监控的更高要求。步态识别技术则是一种新兴的智能监控技术。而步态识别技术在摄像机的设备要求，采集识别信息的距离，被识别人的不可伪装性，采集区域的光线要求上都要比面像识别有很大优势。
5.3 核心主机个性化
数字矩阵主机固然是监控管理的核心设备，它也是智能监控发展必然的产物，过去许多生产和开发模拟矩阵设备的厂商现在都已经开发数字化监控主机，而且除了实现原有的矩阵功能之外，还合并了DVR功能，这是一种很好的组合，适合在一些大型的监控工程当中使用。同时DVR的产品模式也为其他的监控管理主机的发展提供了有益的参考，另外由于它还具备了智能功能的雏形，它也是智能视频服务器的前身。
总之，随着经济的发展与110kV变电站安全生产的强烈要求，我们将OPC服务器与OPC客户端的开发给出了具体的实现，使整个系统成功的应用于变电站监控系统中，取得了很好的效果。
参考文献
[1]宗亚.浅论网络监控系统体系结构选择[J].变电站现代化,2010,4(8):87-88.
[2]谭克俊,栾秀珍.基于89C51单片机的数字智能监控系统键盘及报警控制卡设计[J].现代电子技术,2009,27 (11):80-81.
[3]邓和莲.释热电红外防盗系统的设计[J].机械工程与自动化,2008,8(2):143-145．
[4]刘淼.嵌入式系统接口设计与Linux驱动程序开发[M].北京:北京航空航天大学出版,2006:39．
[5]杨继华,严国萍.基于嵌入式Linux与3C2410平台的视频采集[J].单片机与嵌入式系统应用,2009,2(11):18-19．
[6]阳宪惠.工业数据通信与控制网络[M].北京:清华大学出版社,2011:84-85．
[7]顾键,王京春,黄德先等.OPC-COM技术在工业自动化软件中应用[J].计算机工程与应用,2009,12(2):207-209．
[8]徐国君,李成利.OPC技术及其在工业控制中的应用[J].青岛科技大学学报.2011,24(6):545-547．
篇2
关键词：变电站；监控系统；服务
引言
随着智能电网的建设发展，各业务系统对视频监控的需求越来越迫切。为更好的提升变电站图像监控系统的健康水平，使其在迎峰度夏和防汛工作中发挥更大作用。
1 什么是变电站监控系统
变电站的监控系统主要用于监视进出线的各种运行参数（包括电压，电流，功率等）和各个设备的运行状况（包括断路器、刀闸的分合闸位置、变压器温度、档位等），还有继电保护装置的动作情况等。无人值班的变电所配制更加全面，可以远方遥控操作。
2 积极意义
（1）针对目前变电站少人或无人值守运行管理模式，视频监控系统可作为远方操作监视以及设备巡视的辅助手段，同时构建的监控平台，可实现变电站后台、巡维中心与调度之间的信息共享和信息互动，并对变电站相关环节实现“千里眼”管理，从而为变电站降低运维成本、优化人力资源配置、提升运行效率，为安全生产提供重要保障。
（2）该系统不但加强了变电站防盗、防破坏的技术监控，而且可时刻提醒工作人员注意自己的一言一行，约束变电站操作人员的严禁行为，在细小的行为中保证自身及设备的安全，切实提高变电站设备运行管理水平，保证变电站的安全运行，有效实现对无人值班变电站的运行主设备及辅助设施的监控及管理，把握设备的实时状况，实现变电站生产集约化、精细化、标准化管理。
3 变电站视频监控系统存在的一些问题
3.1 综合监控系统的运行情况
（1）变电站的监控系统要每天二十四小时不间断的运行，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，硬件设备工作稳定性高的工控主机。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）日常的监控过程中，该系统会受到很多方面的影响，并不能对全部变电站的设施全部准确无误的监控，这个就需要综合系统存在的问题来法分析，为维护最好充分的准备。
3.2 工作中遇到的常见问题
各个软件生产厂商的技术标准和规范不同，以及技术水平的差异，造成可靠性和使用过程中的稳定性较低，导致常见的故障为：系统数据丢失、软件无效、更容易死机等。
4 结束语
随着视频监控技术向数字化、网络化方向的不断发展，变电站无人值守已逐渐成为趋势，但由于以往变电站视频监控系统存在功能单一、平台不统一、平台不开放等缺点，仅支持接入单一或少数设备，无法做到全省联网。将视频监控与灯光空调控制，动力环境监测，消防、安防系统进行全面有效整合，满足无人值守的各种需求，通过安装固定监视设备，真正实现了利用一台工作站总视频监控平台网络，结合各级视频监控平台，构建综合业务管理平台。为处置各类突发事件时提供了适时、直观的现场及相关图像服务。
参考文献
[1]付冬梅，李晓刚，唐征花，等.电器设备故障红外诊断技术及其软件系统开发[J].电力系统自动化，2001（9）.
篇3
关键词：变电站；智能辅助；监控；控制
1.系统概述
变电站智能辅助监控系统的设计作为辅助监视变电站设备安全运行和监视变电站环境安全的目的，包括视频监控子系统，安全警卫子系统，门禁子系统，灯光智能控制子系统和环境监测子系统以及管理平台等。
2.设计原则
主要考虑系统的实用性、安全性、经济性、可扩展性、兼容性、易操作性等几方面。从实际出发，采用嵌入式网络型监控设备，辅于传感器，将变电站运行环境涉及的安全项目纳入到统一的监控平台下，组建综合监控管理系统，具有较好的成本优势，彻底解决了各种监控系统独立建设、各自为政、形成信息孤岛的现象。建设周期大为缩短，系统维护成本也大大降低。
4系统实现
4.1视频监控子系统
4.1.1图像捕捉部分
在变电站室外主变、设备区、大门等区域配置室外快球，在室内GIS室、电容器室、继电保护室、10kkV母线室等配置室内快球。室外快球监视的区域为：变电站全景情况，变电站内变压器的外观状态，辅助监视变电站内断路器、隔离开关、CT、PT、避雷器和瓷绝缘子等高压设备的外观状态，辅助监视变电站内其他充油设备、易燃设备的外观状态等。
4.1.2视频监视功能
全中文操作界面，操作直观、简便。
图像分辨率为 图像窗口可以任意放大缩小或移动位置。
以树状形式显示各种操作设备，包括枪机、球形机预置位、报警输入、控制输出等。
多画面分割和视频拖放：具备多画面监视功能、具有VGA显示器输出接口，用户可以将画面分割为单画面，4画面，6画面，8画面，9画面，10画面，16画面。
具备标准的RS232和RS485接口，支持市面上主流的RS485云台镜头控制器、快球、矩阵协议，具有很强的兼容性。视频设置功能强大：提供能够针对每一路视频的设置面板，用户可以根据需要调节画面码流，画面传输帧率，设置画面动态侦测参数，画面录像参数，提供日期时间和汉字叠加功能。
视频轮巡功能：在可设定的间隔时间内，对全站的监控点进行图像巡检，值班人员可以足不出户的巡视整个变电站。参与巡检的对象可任意设定，包括同一站端的不同摄像机、同一摄像机的不同预置位等，轮巡间隔时间可设置；
操作人员能对任一摄像机进行控制，实现对摄像机视角、方位、焦距调整；对于带预置位的云台，操作人员能直接进行云台的预置和操作，光圈为自动调整；具有可控制设备的机械保护措施，在控制云台等设备时，系统具有定时功能，即设备在运行后，应在设定的时间内自动停止，以防止人为的忘记关闭动作，以保护机械结构；
保证控制的唯一性，同一时刻只允许一个操作人员控制同一控制对象；
能对变电站内的空调进行控制：开启、关闭空调、调整设置温度、调高、调低温度、调整出风等；
能对所内的照明和排风扇进行控制，照明在摄像头切换后自动延时关闭。
4.1.3硬盘录像功能
内置1～8个硬盘，硬盘容量不限。硬盘录像文件采用自动覆盖方式进行循环记录。
多种回放模式：无级变速的快放、慢放、暂停以及逐帧进退播放功能。使您在查看录像内容的时更加方便。
客户端电脑可通过网络播放视频处理单元上记录的录像文件，也可将录像文件下载到本地。
在回放录像时可以显示事件发生的准确时间；
回放画面可以随使用者的需要，自由的拉伸和紧缩。
4.1.4图像管理
1）可显示、抓拍、存储、检索、回放各子系统所选摄像机的实时图像；
2）监控中心可远程回放站端的任意摄像机的历史图像，回放方式有逐帧、慢放、常速、快速等多种方式；
3）可实现手动录像、定时录像、报警触发录像、画面异动检测；
4）能够将任意一幅回放图像存放成JPEG或BMP格式的图像，供数据交换使用；
5）能明确指出所监视的设备名称以及该设备具体部位，并将提示信息在状态栏上实时输出。
4.2安全警卫子系统
4.2.1探测报警设备
在变电站围墙安装电子围栏系统，大门安装红外对射探测器，门口安装红外双鉴探测器以及室内安装感温感烟探测器，当有人翻越围墙或进出大门（门口）、室内出现温度过高或烟雾异常时可触发声光报警器进行报警，还可联动室外室内快球转到指定预置位进行录像，以供事后查找原因。
4.2.2安全警卫功能
可以与各种报警控制设备相连接，报警设备可以是烟感探测器、温感探测器、红外探测器、电子围栏等；同时可连接各种开关量和模拟量设备，报警时执行预先设定的动作。可和多种消防系统、综合自动化系统实现联动。当某一报警单元产生报警信号后，系统能根据预先设置，联动相应设备采取措施。
4.3门禁子系统
在变电站进出入门安装网络式门禁系统，通过网络与其他系统联动以及进行信息实时传输。所有人员一律凭卡进出入变电站，有效地防止了外来人员和不相干人员随便出入变电站，并且每一次的刷卡都有记录，可供随时查看。
4.4灯光智能控制子系统
考虑为室内配置，和室内快球配套使用，当摄像机光线不足时或出现警情时（晚上），可以远程控制开灯，实现远程照明管理，也可以本地打开或关闭，也可以与其他系统联动控制照明，如出现警情时，自动打开灯光。通过设置辅助灯光，遇到光线不足或其他事故时（尤其是晚上），其他系统可以通过联动间接控制灯光的开启和关闭，降低运行成本，也在安全上为变电站保驾护航，如有人翻越围墙或闯入变电站，可以开启灯光，吓退闯入人员（联动其他声响设备）并联动摄像机进行录像。
4.5环境监测子系统
在变电站站端配置温湿度一体化传感器，风速传感器，水浸传感器以及SF6探测器实时监测变电站的各种环境信息，当变电站的环境温度、湿度以及浸水情况出现异常，可以远程启停空调及风机等设备；当发现电缆沟、电缆夹层以及开关柜中的电缆温度超过警戒值时立即告警，预防事故的发生。
通过“四遥”系统与“遥视”联动接口可以实现：
监控员在“四遥”系统中远程操作变电站设备时，使用遥视系统对现场作设备、现场环境观察，了解相应的设备运行状态。操作完成后，有重要的开关状态变化时，遥视系统可联动相应摄像机画面给监控员作为遥视参考。
4.6辅助监控平台
变电站配置综合监控平台服务器作为系统数据处理中心，用来部署综合监控平台应用系统功能，并兼作变电站智能辅助监控系统综合监控平台显示控制终端设备，提供综合监控管理界面功能的运行使用，实现图形化系统应用展示。
5.系统建成后的效果
建立和实现变电站安全监控系统各设备运行环境状态信息的实时网络自动化监测管理。
改进传统的管理模式，真正实现“数据集成、业务协同、管理集中、资源共享”的管理要求。推动智能化变电站设备运行环境信息平台的建立，实现信息的集中采集、集中传输、集中分析、集中应用管理等，实现与其他系统的交互应用，从根本上消除产生“信息孤岛”的局面。
提高变电站安全管理效率和质量，变人工例行的巡检为系统在线实时监测，对系统检测到设备及运行环境的突发故障实施及时、针对性的有效处置。实现变电站设备及运行环境信息的集中管理，科学地对设备运行环境状态进行综合诊断。更及时、准确、灵敏地反映设备及运行环境的当前状态，避免增加人力物力不必要的浪费及巡检不到位且实时性不好等问题。通过系统的实施，为各级人员提供一个能够随时随地获取变电站设备运行环境状态和即时管理的强大工具。从而提高变电站运行管理集约化水平，一定程度上解决了变电运行人员相对电网发展而言日益短缺的发展矛盾，推进变电运行集约化管理。
提高变电站设备的安全运行的可靠性，有效预防各类事故的发生。形成智能化变电站运行环境风险控制和自动检修模式。形成监控中心与操作站相互结合实现“调控一体”模式。
提高工作效率，降低维护成本，减轻运行维护人员的劳动强度，实现科学、高效监控，确保变电站设备的安全运行及可靠供电。避免突发事件造成用户供电中断所带来的不利影响，体现良好的经济效益和社会效益。
篇4
【关键词】 智能; 状态监测; 诊断;监控
中图分类号： TM411 文献标识码： A 文章编号：
1 智能监控系统总体设计
本系统基于综合自动化监控系统，采用分层结构，主要由数据层、分析层和应用层构成。系统总体结构如图 1 所示。
数据层负责采集系统运行的实时电压/电流值、开关状态等信息，获取各种保护及自动化装置和录波器的信息，并筛选出系统分析所需数据，按照规定的格式存储到数据库中。分析层是系统的核心，负责对数据层采集的数据信息进行综合分析，完成电气设备状态监测和故障诊断功能。应用层完成人机界面和通信接口功能，本地和远方终端均可以获取系统产生的各项分析结果。当变电站内出现设备异常或发生故障时，智能监控系统的数据层向分析层提供数据的同时，完成数据存储以供历史数据查询。分析层对数据进行判断，将分析结果上传至应用层，由应用层完成音响告警、界面显示及信息远传等功能。变电站综合自动化系统按系统结构可划分为站控层、网络层和间隔层。网络层以 100 M/10 M以太网为基础，包括数据 A 网、数据 B 网。通过以太网实现站控层设备和间隔层间设备的高速连接，是综合自动化系统数据通讯功能实现的基础。监控主站布置在站控层内，通过网络层实现对站内设备的监控。智能监控系统作为监控系统的辅助系统，在变电站站控层中实现。系统采用双机结构，一台供数据层数据库专用，另一台用于实现分析层和应用层功能。系统网络拓扑如图 2 所示。
2 数据层功能模块
数据层是整个系统的基础，分析层完成的各种分析功能均是建立在对数据库数据进行操作的基础上的。数据库可采用 ORACLE、SQL-SERVER、DB2Universal Database 5. 2 等大型远程数据库。数据层的主要功能包括数据获取、数据筛选和数据存储。数据获取的任务是从各种保护及自动装置、测控装置以及传感器中获取数据信息; 数据筛选的任务是对采集到的各种数据进行综合分析，去除冗余信息，得到关于设备运行状态及故障的关键信息; 数据存储的任务是将各种数据进行分类存储，以供历史数据查询使用。数据层所获取的数据主要包括: ①系统实时电压、电流值; ②断路器及隔离开关的实时开关状态;③保护及自动化装置的动作报文; ④故障录波器的录波数据; ⑤电力设备的参数及缺陷信息。数据筛选应包括对模拟量输入信号数据的有效性、正确性判断，越限判断、数字滤波、误差补偿、工程单位变换等; 对开关量输入信号的防抖动处理、硬软件滤波、基准时间补偿、数据有效性、正确性判别等; 对数字量输入信号数据有效性、正确性判断等等。数据存储应记录设备历史运行数据，并按照不同设备单元、不同数据源进行分类存储，并添加统一时标以便查询，为设备的运行情况积累资料和数据，构建设备运行的历史档案。
3 分析层功能模块
分析层是系统的核心，负责对数据层采集的数据信息进行综合分析，完成电气设备状态监测和故障诊断。
3. 1 设备运行状态监测
所谓状态监测即在故障发生前，通过对表征电力设备运行状态的数据进行分析、判断，来确定设备的状态，并判别和指出设备状态发展的趋势，从而确定是否需要安排维护作业，起到防患于未然的作用，并为有计划的维护提供信息。状态监测的主要任务包括: ①根据历史档案、运行状态和设备缺陷情况，判断设备运行状态处于正常还是异常。②对设备的运行状态进行评估，为状态检修提供依据。电力系统状态监测的对象主要是电力系统的重要电力设备，如变压器、断路器、电缆、电容器等。对于不同的监测对象，所采取的方法不尽相同。对于不同的电力设备，已经提出了众多状态监测方法，其中有许多是通用的，如振动分析法、
油中气体分析法、局部放电检测法、绝缘恢复电压法等。现有的状态监测方法更强调对设备故障的预报和定位，但在现有条件下很难达到预期效果。
3. 2 故障诊断
电力系统发生故障后，要求运行人员迅速、准确地掌握保护动作情况、开关变位情况，判断故障元件，以便及时、准确的向调度报告，尽快恢复电力系统正常运行。当系统发生故障时，保护装置和故障录波器会产生大量数据，其中有很大一部分是由于电磁干扰等原因产生的干扰信号。例如，一条 35kV 线路发生相间短路时，与其同母线的另外几条线路同时发出“加热器回路及二次回路故障”信号。虽然在开关跳闸，故障隔离后，这些信号均自动复归了，但是运行人员在进行事故处理过程中，仍需要花费时间去查看、分析这些信号，这势必会延缓事故处理的速度，甚至造成误判断。因而，实现电网故障的自动诊断，对提高故障正确判断率、缩短停电时间、降低停电损失都是非常有意义的。
当系统发生故障时，首先是故障元件的电流和电压等电气量发生变化，然后由此引起保护动作，最后由保护跳开相应开关。目前，运行人员对故障的判断还主要是针对开关跳闸和保护及自动化装置动作情况进行分析判断。但是，保护、开关在某些情况下存在误、拒动以及因信道干扰发生信息丢失等诸多不确定因素，会造成人员的误判断。在这种情况下，基于故障元件电压、电流等电气量的分析判断就更加准确了。从原理上讲，根据故障时录波器所记录的波形可以诊断出绝大部分不同类型的故障。本系统具有自学习能力的波形分析诊断模块，通过对系统典型故障波形知识进行学习，实现对故障波形的自动分析。
智能监控系统故障诊断功能主要分析开关变位信息、保护及自动化装置动作报文以及故障录波数据三类信息，当产生这三类信息时均会启动故障诊断。值得一提的是，对于通过监控后台操作使开关分闸等情况不应该启动故障诊断。对于保护装置动作情况分析时，应综合分析主保护及后备保护的动作情况，采用“三取二”模式进行判断，即三套保护中至少有两套保护动作时才判定有故障发生。对于只有两套保护投入的情况，则只要有一套保护动作则判定为故障。故障录波数据是一组实时数据，是按 COMTRADE 文本格式存储的数据文件。一般情况下，故障录波器可以提供故障发生前一个周波和故障发生后两个周波的数据信息，数据窗长。根据故障录波器记录的波形信息作进一步分析，能够确定故障类型、故障相别和故障地点等。例如: 如果保护未动作、故障录波器未启动而开关跳闸可以判断为开关偷跳; 如果故障录波器启动，且线路保护动作出口跳闸，故障隔离，可以判断为线路故障，通过录波波形分析可以进一步获得故障相别、故障测距等详细故障信息。
篇5
关键词：智能变电站；监控系统；功能定位；硬件整合；节约投资；
中图分类号：TM63 文献标识码：A
0. 引言
近年来，随着电力系统管理体制的深化改革，变电所自动化技术在不断进步，目前很多变电站已逐步实现无人值守。国家电网公司正在加快全面推进智能电网建设，智能变电站是智能电网的重要环节，一体化监控系统是智能电网调度控制和生产管理的基础。
根据国家电网公司对智能变电站建设要求以及对智能变电站监控系统功能和建设技术规范要求，新建智能变电站监控系统宜采用一体化监控系统。
1. 一体化监控系统功能定位
智能变电站一体化监控系统按照全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化的要求，通过系统集成优化，实现全站信息统一接入、统一存储和统一展示，实现运行监视、操作与控制、信息综合分析与智能告警、运行管理和辅助应用等功能。
运行监视
通过可视化技术，实现对电网运行信息、保护信息、一、二次设备运行状态等进行监视和综合展示。包含三个方面：
(1)运行工况监视
实现智能变电站全景数据统一存储和集中展示。提供统一的信息展示界面，综合展示电网运行状态、设备监测状态、辅助应用信息、事件信息、故障信息；实现装置压板状态的实时监视，当前定值区的定值及参数的召唤、显示。
(2)设备状态监测
实现一次设备运行状态在线监视和综合展示；通过可视化手段实现二次设备运行工况、站内网络状态和虚端子连接状态监视；实现辅助设备运行状态的综合展示。
(3)远程浏览
调度（调控）中心可以通过数据通信网关机，远方查看智能变电站一体化监控系统的运行数据，包括电网潮流、设备状态、历史记录、操作记录、故障综合分析结果等各种原始信息以及分析处理信息。
操作和控制
变电站监控系统满足无人值班要求。操作控制功能按调控中心、站控层、间隔层、设备级分层操作原则考虑。操作权限由调控中心、站控层、间隔层、设备级顺序层层下放。原则上站控层、间隔层、设备级只作为后备操作或检修操作手段。这三层的操作控制方式和监控范围可根据实际要求和设备配置灵活应用。
在监控系统运行正常情况下，任何一层操作，设备运行状态和选择切换开关状态都处于微机监控系统监控之中。在任何一层操作时，其它操作级均处于被闭锁状态。
信息综合分析与智能告警
通过对智能变电站各项运行数据（站内实时/非实时运行数据、辅助应用信息、各种报警及事故信号等）的综合分析处理，提供分类告警、故障简报及故障分析报告等结果信息，包含站内数据辨识、故障分析决策、智能告警等内容。
运行管理
通过人工录入或系统交互等手段，建立完备的智能变电站设备基础信息，实现一、二次设备运行、操作、检修、维护等工作规范化，包括源端维护、权限管理、设备管理、定值管理和检修管理等内容。
辅助应用
通过标准化接口和信息交互，实现对站内电源、安防、消防、视频、环境监测等辅助设备监视与控制。包含四方面内容：电源监控、安全防护、环境监测、辅助控制。
2. 一体化监控系统系统配置
本设计110kV新建智能变电站内按节约建设投资原则，对一体化监控系统进行硬件整合优化配置，配置监控主机1台、综合应用服务器1台、Ⅰ区数据通信网关机2台、Ⅱ区数据通信网关机1台、Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机1台、防火墙1台、正反向隔离装置各一台、计划管理终端1套以及计算机系统软件若干。
配置一台监控主机，集成工程师站、VQC、五防一体化、小电流接地选线、低频低压减载等功能，取消单独数据服务器、图形通信网关机等不必要设备，实现智能变电站信息平台统一化和功能集成化，符合国网智能变电站一体化监控系统功能规范和建设规范。
3. 一体化监控系统高级应用
监控系统一体化体现了智能变电站技术的先进性，符合国网公司智能变电站建设方针。
本期实现智能操作票、顺序控制、智能告警及分析决策、站域控制、拓扑五防、优化调节控制、源端维护等功能；对于现阶段不具备条件实现的高级功能应用，预留其远景功能接口。
智能高级应用功能如下：
1）智能操作票：
智能五防与监控系统合二为一，统一平台。通过图形操作、人机对话方式快速、正确、规范地生成符合电力用户现场要求的操作票，具有一体化图形、及基于变电站实时信息的操作、自动(人工)预演等特点，将运行人员从繁重的手工开票工作中解脱出来，显著缩短倒闸操作所需时间，提高电网运行效率。
2）顺序控制：
在全站设备间隔均能实现顺序控制，开关设备位置可以自动识别，跳读主站可根据备操作设备在线状态、保护信息等对顺序控制过程进行人工干预，下达跳、停设备等操作命令，实现一次、二次设备信息联动及保护软压板自动控制。
变电站实现顺序控制，在变电站后台和主站端均可实现站内设备一键式顺序控制，在保证操作安全前提下，极大程度缩短变电站倒闸操作时间，提高了操作效率，解决人工操作效率低、易出错等问题，提高供电可靠性。
3）监控五防一体化：
五防闭锁一体化建立了一种包括监控后台、远动所有站控层的的一体化五防。在该模式下，监控后台、远动五防闭锁规则具有统一的数据模型、统一的闭锁规则组态、统一闭锁逻辑判断。该模式简化了变电站五防系统结构，兼顾站控层各种设备的需求。
4）智能拓扑五防：
变电站采用基于拓扑网络的职能五防，自动实现防务操作的逻辑判断。防误闭锁逻辑免配置和自适应，变电站扩建无需修改逻辑。提高智能变电站防误操作的技术水平，建设和维护效率得到极大提高。
5）优化调节控制：
根据地区各类站点的节点参数计算出最优无功调压方案，并下发至变电站自动化系统，实现无功补偿自动投切和主变有载调压，支撑电网安全经济运行，从而达到优化控制的目的。
6）站域控制：
站域控制建立在一体化信息平台基础上，可实现多个电压等级桥备投、进线备投、分段备投、主变压器备投等备投功能，还可实现过负荷联切、过负荷闭锁和低频低压减负荷功能。
7）源端维护
在智能变电站和调度主站基于IEC61850标准，建立统一的模型，在保证安全的前提下，应在变电站利用统一系统配置工具进行配置，生成标准配置文件，包括变电站网络拓扑等参数、IED 数据模型及两者之间的联系。变电站主接线和分画面图形，图元与模型关联，应以可升级矢量图形（SVG）格式提供给调度主站。
4. 一体化监控系统整合方案
新建110kV智能变电站采用一体化监控系统，应用智能变电站一体化信息平台实施方案的成果，通过硬件优化整合，监控系统设备配置及节约投资经济性分析比较如表1。
表1 一体化平台硬件设备经济分析比较表（费用：万元）
序号 优化前方案 优化后方案 费用比较
设备 费用 设备 费用
1 监控主机 10 监控主机 15 -25
2 操作员站 10
3 工程师站 10
4 保护信息子站 5
5 五防工作站 5
6 远动通信装置 10 数据通信网关机 12 +2
7 综合应用服务器 10 综合应用服务器 10
8 打印机 8 网络打印机 1 -7
9 合计 68 38 30
根据全寿命周期设备造价分析比较，站控层设备经过优化整合后在寿命周期内成本可节省30万元。
5. 结论
本文介绍了一体化监控系统功能定位以及配置原则；采用一体化监控系统，通过一体化信息平台进行硬件整合优化后，整合了各应用系统功能，减少了服务器等硬件设备及与各子系统的运行维护成本，也节省了资源消耗，有力地推进节能环保，降低人力物力成本，与调控一体化的运行管理模式相适应；以实例配置方案进行分析，为新建智能变电站监控系统优化配置提供了参考依据。
参考文献
关于印发《智能变电站一体化监控系统功能规范》等两项标准的通知，国家电网科，〔2012〕143号.
Q/GDW678-2011《智能变电站一体化监控系统功能规范》及编制说明.
Q/GDW679-2011《智能变电站一体化监控系统建设技术规范》及编制说明.
篇6
关键词 变电站；视频监控体系；系统设计与分析
中图分类号：TM732 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）17-0016-01
现阶段我国的电力网络规模越来越大，并且呈逐渐增长的趋势。用电量的增加提示着我们要尽快的提升自动化的电力系统，将电力系统构筑成为自动运行的智能化体系。在诸多的电力企业已有集中式的远程图像监控系统的设立，这能够极大的提升电力生产的安全以及可靠性。在诸多的组件基础上多加了遥视的功能，呈现了电力系统的诸多极为重要的监测点。
1 数字视频监控系统
利用数字视频处理为核心的技术，即数字视频监控系统，它将光电传感器以及计算机与自动控制、人工智能等诸多的技术形成新型的监控体系。该体系运用嵌入式网络视频的编码仪器，实现全程化的系统处理。系统运行有六大特点，运用当下的网络资源，不用重新构筑监控系统的光缆以及设备，就可以进行远程视频的监控；并且系统的拓展功能极强，在有网络的区域增加监控的设施设备就能够拓展新监控点；网络的提供商会维护网络，前端的设备随插就可以运用以及免维护，维护系统的费用很低；系统的功能非常的大，运用很灵活，全数字化的录像，保存以及检索就很方便；任何的一台计算机，安装了客户端的软件并且授权，就能够形成监控的工作站；Web Server视频散布为基准，利用IE浏览器及时的实施监控，操作的界面非常友好，客户的接受程度也很高。
2 数字视频监控系统的构筑目的
近年来电网建设业快速的发展，各大部门之间协调统一以及管理统一的需求逐渐的显现，大监控成为了变电站的监控网络的首要条件。大监控就是将变电站的诸多系统统一的监控，各大变电站以及消防系统、管理系统都采用开放的监控平台来进行各个目标的实时监控，同一个监控点的诸多信息都可以共享的。及时的监控变电站之内的各个类型设施设备，控制屏的显示、仪表显示数、开关室的设施设备等系统的运行状态；及时的监测变压器的油位以及火灾的警报体系，周边的环境情况，调节适合的温度以及湿度，空调机的启停以及瓦斯是否泄漏等诸多的危险情况；随时的将变电站的大门以及主要的通行道进行监控；及时的接受各个部门的红外警报以及门禁的状态信号；进行追忆事故，辅助技术人员查探故障的原因以及变电站的状态，最终找到最根本的事故原因；运用远程监测功能，进行及时的远程监控，调度中心的技术人员，对远方任何一处的变电站操作人员进行及时的技术、操作指导；运用远程教育实行检修的标准化作业并进行实时的培训，及时的存储录像并作为以后的多媒体培训的教材。以上都是变电站数字视频监控体系应实现的目标，这样才能更好的做好监控作业。
3 数字视频监控体系的设计要求与结构
3.1 兼容性要求
系统要可以支持诸多的设施设备，不同类型以及不同的编码方法等的变电站设施都可以接入系统，降低前端设施的更换次数以及改造。若是必要的设备变更，就要尽量的降低更换的数目，一定要避免前端摄像机以及警报器的变更。
3.2 带宽适应性的要求
当下的变电站可以将诸多的2Mbits带宽实行合并，供给用户高度的带宽传输通道，所以，系统必须要有非常强大的带宽适应性能，可以依据不一样的带宽自行的实行调节，利用有限的带宽来传输最大限度多的图像。
3.3 安全性的要求
硬件的安全性以及网络的安全性都是较为重要的，集中的管理方式，让系统的管理中心成了极为重要的阶段，管理中心的诸多运行数据都要进行相应的硬件备份，主要的设施设备之间要可以实行随时的自动切换。视频监控体系以及电力的区域网络要实行链接，所以，这就有很多的病毒以及网络的攻击，这严重的威胁到了视频的监控系统，系统要及时的采取隔离保护的方式，保障体系的安全性。
3.4 系统的结构
系统的规模大小要依据电网的区域范围以及变电站的数目进行自合与定义，构筑视频工作站点在集控中心，各个部门的工作都利用此工作站点获取授权以及实行远程监控。各个变电站的流媒体的服务仪器都承载诸多的音频、视频以及警报数据等转发，呈现系统的负载均衡性能。集控中心对所有的监控端、各个服务仪器等实行统一的协调管理，并能够在没有技术人员值班时实行远程控制，并构筑本地的监控终端在各个变电站。
4 数字视频监控体系构建中应注意的问题
4.1 系统的集成
变电站数字视频监控系统应依据实情设立综合的管理体系，将站内诸多的子系统进行集成，如环境的监测、火灾的警报、视频的监视等等，对站内的一系列数据以及传感器的开关、设施的状态实行综合的判定，利用诸多的识别技术并与别的系统一起运行实行数据的智能化处理。综合运行的管理系统管理的信息区非常大，并且数据量也极度的多，不适宜直接跟生产控制大区位的监控连接，设立单独的综合运行管理体系，并且利用隔离设施装置和计算机的监控体系进行信息的互换。
4.2 自动化系统的终端接口
依据不一样的变电站自动化体系，构筑通信的接口程序，让数据能够实时共享，运用变电站已有的自动化设施等，多加视频设施，将监控系统的软件实行第二次的开发利用，如通信的接口、数据的组织形态以及画面的组织形态，体现无缝的接入，为建设节省投资。
5 结束语
网络视频监控体系是一种集诸多的高端技术以及计算机技术为一体的现代集成系统。将当下所有的变电站监控体系进行有效的整合，呈现远方的远程监控，包含防火、防盗、监控等功能，从而很好的解决变电站的可视化现场监控以及周边环境的监控，为建设智能化的变电站监控系统打下坚实的基础。
参考文献
篇7
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
篇8
[关键词]继电保护
变电站
微机保护
视频监控 RCS9700
1 概述
所谓最新的变电站综合自动化微机保护监控系统，就是广泛采用微机保护和微机远动技术，分别采集变电站的模拟量、脉冲量、开关状态量及一些非电量信号，经过功能的重新组合，按照预定的程序和要求实现变电站监视、测量、协调和控制自动化的集合体的全过程，从而实现数据共享和资源共享，提高变电站自动化的整体效益。
最新的变电站综合自动化微机保护监控系统――RCS9700运用新一代计算机技术、网络通信技术、最新国际标准，集保护、测控功能于一体，满足6～110kV各种电压等级变电站综合自动化的需要。现在市场上流通着有各利各样的自动化系统，并且在不断地改进和更新。本文主要根据南京南瑞继保电气有限公司生产的最新的RCS9700变电站综合自动化系统在110kV变电站的最新应用情况，对变电站综合自动化系统的功能设计、结构及配置、性能、安装和试验等方面的技术要求，进行论述。
2 系统设计原则
兖矿新疆煤化工有限公司110kV／10kV降压总变电站一期工程包括：SFZ10-40000kVA／110kV／10kV三相油浸自冷有载调压电力变压器2台，接线方式为Y／；110kV线路2回；10kV进线2回；电容器组2回；10kV／0.4 kV站用变馈线2回；10kV三级变电站馈出线10回；10kV电动机馈出线10回；10kV／0.4kV厂用变馈线8回；备用回路馈线20回。
变电站综合自动化系统设计过程中始终贯穿着充分保证“可靠性”这一原则，采用分散分层分布式模块化结构，各保护、测量、控制、通信等各个模块之间既相互独立又互相联系。RCS-9700采用WorldFip工业总线经过智能网关RCS-9782、以太网网络交换机RCS-9882、RCS-9698D远动装置在后台监控机上实现全所电气设备的“四遥”功能，完全满足“可靠性”这一原则。
3 系统硬件结构及配置
3.1 系统硬件结构
RCS9700变电站综合自动化微机保护监控系统采用分散分层分布式结构，系统从整体结构上分为三层：站控层、网络通信层、间隔层。站控层由本地后台服务器、保护工程师站、五防系统等构成。通信采用100M工业以太网。间隔层主要由保护单元、测控单元等组成。网络通信层应支持单网或双网，支持全以太网，也提供其它网络，通信方式采用WorldFIP现场总线，支持双网通讯，通信层由WorldFIP网关、保护管理机、规约转换器等组成。
微机监控系统：分为站级控制层和间隔级控制层，网络按双网配置。站级控制层设备按远期规模配置，采用基于TCP／IP协议的自适应10／100M双以太网结构(A、B网)。间隔级控制层设备配置双以太网接口，将采集和处理后的数据信号，经双绞线传输到站级控制层，各间隔级单元相互独立，不相互影响。应用层协议使用IEC61850国际标准。
视频监控装置：将变电站的视频信号与音频信号传输到监控中心，监控中心接收视频信号与音频信号后进行监控、存储、管理。主要监控、记录变电站的安全以及设备的运行情况，监测电力设备发热程度，及时发现、及时处理事故情况，有助于提高电力系统自动化的安全性和可靠性，并提供事后分析事故的有关图像资料。同时它还具有防火、防盗等功能。RCS9700设置串行通信口与视频监视系统连接，视频监视系统智能设备的通信规约符合IECC61850国际标准通信规约，完成各种通信协议的转换，使计算机监控系统获得所需数据。
系统通讯能力：系统具备为双串口、双网络通讯能力，系统配备相关通讯接口及通讯设备。监控系统与调度SCADA系统能同时实现以串口方式及网络方式同时进行通讯，选用的通讯规约为DL／T634-5-101-2002、DL／T 634-5-104-2002和新部颁CDT。远动通道具备2路数字串口通讯、2路数字模拟通讯、2路网络通讯。通道具有防雷、过压保护装置。
3.2 系统硬件的配置
监控主机：用标准的、网络的、分布功能和系统化的开放式的硬件结构，满足IEEE POSIX标准。测控装置面向对象设计，采用统一的硬件平台、统一的软件平台、统一的数据库管理。装置采用32位CPU和DSP硬件平台，14位以上高精度模数转换器，采用嵌入式实时操作系统。利用冗余硬件、自诊断和抗干扰等措施达到高可靠性。
操作员、工程师工作站：系统配置一台操作员工作站和继保工程师站。能在正常和电网故障时，采集、处理各种二次装置信息，并充分利用这些信息为继电保护运行、管理服务，为分析、处理电网故障提供支持。继保工程师站具备多路数据转发能力，能通过网络通道向调度中心进行数据转发。
微机五防工作站：系统配置一台微机五防系统，防误操作功能比较完备。
电源：系统站级控制层交流电源由在线式UPS供电。其他交流电源由站用变交流系统提供。二次设备室的设备由变电站直流系统220V电源供电。
3.3 系统各装置优化组合
主变保护及测控装置、110kV线路保护装置采用分组屏方式，布置在301主控制室。10kV馈线、所用变、站用变、电容器组等间隔层设备采用嵌入式RCS-9000系列C型微机保护测控装置安装在高压开关柜上。其它智能设备可通过通信口接入监控系统。RCS-9700综合自动化系统具备为双串口、双网络通讯能力，系统配备相关通讯接口及通讯设备。监控系统与调度系统能同时实现以串口方式及网络方式同时进行通讯，选用的通讯规约符合IEC61850国际标准通信规约。远动通道具备2路数字串口通讯、2路数字模拟通讯、2路网络通讯。
4 系统保护装置配置及功能
系统具备较强的故障软化与容错能力，具有系统动态重构能力和一定的冗余措施，在任一单个硬件或软件失效时，能防止系统信息的丢失或影响系统主要功能。
4.1 微机保护及自动装置配置
110kV线路微机光纤纵联保护装置：由RCS943A-05型110kV线路保护装置和RCS97-22T型110kV线路保护测控装置组成。光纤分相电流差动保护包括电流分相差动保护、序电流差动保护、离保护和零序电流保护(后备)。
主变压器保护装置(RCS-9671C、9661C)：包括主保护装置+后备保护装置+本体非电量保护装置。主保护装置装设一套二次谐波制动原理的纵差保护。后
备保护装置包括复合电压起动的过流保护、零序过流保护、间隙零序过流保护、零序过压保护、过负荷保护、主变有载调压控制系统、主变风扇控制系统。非电量保护装置包括重瓦斯、轻瓦斯、压力释放、油温度、绕组温度，有载调压重瓦斯等。
10kV馈线保护装置(RCS-9611C)：包括三段时限过流保护、三段零序过流、三相一次重合闸、低周减载、接地保护及过负荷保护，每个保护通过控制字可投入和退出。
10kV电容器保护装置(RCS-9631C)：包括带有时限电流速断、定时过流保护、零序过流、过压和欠压保护、不平衡电压保护、不平衡电流保护，温度保护。
10／0.4kV站用变／厂用变保护装置(RCS-9621C)：包括三段复合电压闭锁过流保护、高压侧正序反时限保护、两段定时限负序过流保护、高压侧接地保护、低压侧接地保护、过负荷保护、低电压保护、非电量保护，每个保护通过控制字可投入和退出。
10kV异步电动机保护装置(RCS-9641C)：设置两段定时限过流保护、两段定时限负序过流保护、一段反时限负序过流保护、过负荷保护、过热保护、零序过流保护、定子零序电压保护、低电压保护、过电压保护及两路非电量保护，每个保护通过控制字可投入和退出。
10kV同步电动机保护装置(RCS-9643C)：设置纵差保护、两段定时限过流保护、不平衡保护、过负荷保护、过热保护、零序过流保护、定子零序电压保护、低电压保护、过电压保护、低频保护、失步保护及两路非电量保护，每个保护通过控制字可投入和退出。
低频低压减载装置：双CPU结构，强弱电严格分离，舍弃传统的背板配线方式，有很强的抗干扰和抗电磁辐射的能力。完善的事件记录报文处理，可保存最新128次动作报告，24次故障录波报告。有友好的人机界面、中文显示、打印。具备软件和硬件GPS脉冲对时功能。
4.2 微机保护监控系统的功能
实时数据采集及处理功能。遥测：变电站运行的各种实时数据，如母线电压、线路电流、主变温度、功率、频率等；遥信：开关、刀闸位置、分接头位置、各种设备状态、瓦斯、气压信号等。通过间隔层I／O单元进行实时数据的采集和处理。根据CT、PT的采集信号，计算每一个电气单元的电流、电压、有功、无功和功率因数及电度量等，显示在CRT上。
限值监视和报警处理功能：多种限值、多种报警级别、多种告警方式、告警闭锁和解除，遥信变位次数统计、变位告警。报警处理分两种方式：一种是事故报警；另一种是预告报警。
事件顺序记录和事故追忆功能：开关和保护信号的动作顺序以ms级进行记录。SOE分辨率为2ms。能够在CRT上显示动作顺序，及时在打印机上打印。
控制功能：能通过当地或测度端微机的键盘或鼠标输入操作命令，对变电站的控制对象进行操作。包括开关及刀闸的分合、变压器分接头调节、PT并列信号复归等。为了防止误操作，在任何控制方式下都必须采用分步操作，即选择、校核、执行，并设置操作员和线路代码口令。
管理功能：对一些设备工况报告、设备档案的编制和调用。运行人员或工程师可以进行修改、检索、显示、打印设备工况报告；对各种运行记录及设备的资料进行档案管理；对于不同性质的工作人员，系统具有管理权限、操作权限分类设置的功能。
在线统计计算功能：具有统计计算和报表统计功能、用户自定义报表工具。根据采样的CT、PT实时数据，能够计算每一电气单元的有功、无功功率；各相电流、电压；功率因数；电压、功率因数合格率的分时段统计、变压器负荷率及损耗所用电率、开关正常及事故跳闸次数、变压器的停用时间及次数等。
画面显示和打印功能：在CRT上显示主接线图、直流系统图、站用电系统图、监控系统运行工况图、系统网络结构图、开关量状态表、各种实时测量值表、历史事件及某些重要数据表、主要设备参数表、继电保护定值表、有功、无功、电流、电压、频率、主变分接头、潮流方向、电压棒图、110kV母线相电压及3U0电压、10kV母线接地时电压3U0及母线相电压的趋势曲线等。能储存某些历史负荷曲线及包括某些历史事件画面。
与远方调度信息交换功能：能正确接收、处理、执行变电站SCADA或地区调度中心的遥控命令，但同一时刻只能执行一个主站的控制命令。
系统的自诊断和白恢复功能：微机监控系统能够在线诊断系统的软件、硬件运行情况，一旦发现异常能够发出报警信号。在微机监控系统诊断到软件运行出格时，能自动发出报警信号，并能自动恢复正常运行，且不丢失重要的数据。任何插件可带电插拔，而不会导致误动。
维护功能：工程师可以通过工程师站对该系统进行诊断、管理、维护、扩充等工作，能够用交互方式在线对数据库中的各个数据项进行修改和增删。对各种应用功能运行状态的监测，各种报表的在线生成和显示画面的在线编辑。还可以对计算机站控系统的各个设备进行状态检查。
GPS同步对时功能：在变电站内采用一套标准同步钟本体，在主控室集中组屏，天线安装在主控室屋顶。与GPS对时接口，GPS的对时精度为1ms，其与系统内各装置的对时采用硬对时。
电压无功自动控制：在线监控实现，VQC系统满足《变电站VQC系统功能技术要求》，同时在不同时段，能执行不同定值。
5 存在的问题
该系统以其技术先进、结构简单、安全可靠、功能齐全、具备无人值班的技术条件等方面的优势，在电力系统内得到了较为广泛的应用。变电站综合自动化显出其优越性的同时，也具有以下几个缺点：
(1)在变电站巡检操作人员操作设备过程中，在主控室操作后，又必须到现场查看并验证一次设备的实际位置，跑来跑去，如果操作项目多的话，过程反复又浪费时间，自动化的程度还有待提高。假如操作人员在主控室或调度室就能查看一次设备的运行工况，则会大大减少操作人员的劳动量和时间。所以，未来的趋向将是在一次设备附近装设视频和声控系统，通过远动和通信系统进行数据采样和传输，运行操作人员在远方就能对设备的运行工况及状态变化情况了如指掌，同时又减少与高压设备危险接触的不定因素。
(2)微机保护装置插件容易损坏，比较典型的有电源板插件发热损坏导致保护失去作用，或通讯监控主插件通讯模块损坏导致通讯连接不上等，必须保证充足的维护抢修人员进行紧急抢修。
(3)该系统增加了继保工作人员作业量，继保工作人员作保护调试时，不仅要对保护对信号，还要对后台、调度核对信号，大量繁杂的信号对点工作增加了巨大的作业量，而且只能在检修状态时可以信号核对，否则不会准确。
(4)对运行维护技术培训不能及时跟上，大部分人员计算机技术能力有待提高，只能进行简单分合闸操作，以及线路改命名等简单的数据库编译工作等，遇到复杂问题仍需向厂家求助。
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【关键词】变电站；监控系统；问题；分析
对于无人值班变电站的自动化监控系统而言，它的只要功能是能够对系统的各种故障，作出正确的反应，并在必要时，采取相应的措施，防止事故的扩大，为事故及异常分析提供可靠的数据，以便运行人员能及时而准确地全面掌握运行情况，及时调控事故运行状态，避免事故的扩大。
目前，变电站自动化系统已在兰州供电局无人值班变电站中广泛应用，对提高变电站自动化程度、实现调度自动化和自动抄表，建设无人值班变电站和减员增效等方面发挥了积极作用。然而，我们在实际运行中出现的一些问题，在一定程度上影响了变电站的安全经济运行。
1.“四遥”功能问题分析
综合自动化变电站必须具备四遥功能，这是对综合自动化变电站的最基本的要求，它由变电站的远动终端与主站配合来实现四遥功能。就目前来看，这方面的功能是各厂家在研制开发产品时的主要方向。
在遥控、遥调方面成功率高，但在遥信方面，其误码率较高，存在遥信信号误报、漏报与抖动。遥信信号直接反映了电网运行方式及变电站相关设备的运行状态，它是电网自动化系统中最基本、最重要的信息之一，特别要求可靠、实时。但在实际运行中误报、漏报现象较突出，必须很好地加以研究和解决。引起遥信误报、漏报或抖动的原因主要有两个：一是一次、二次设备在运行过程中造成的遥信误动或抖动，如断路器辅助触点的机械传动部分出现间隙、触点不对位或接触不良等，二次回路中信号继电器返回性能不稳而出现电颤、触电接触不良等，故造成遥信误动或抖动。二是由于遥信装置本身引起误动或抖动，如长线传输受到静电和工频干扰，产生遥信误动和抖动。在遥测方面，由于信息的远传，数据在采集、传输过程中有偏差，准确性不高，只能做为日常分析的参考依据。为了保证抄表的准确性，这就使得无人值班变电站，不得不有人留守，专门抄表，增加了运行人员的负担。
2.后台监控机问题分析
后台监控机是实现无人值班的重要环节，它代替值班人员监视设备的运行状况，并作好记录，提供可靠的运行数据，供运行人员参考。在实际运行中，已经多次出现后台机由于运行人员人为的或监控机本身的缺陷等导致监控机瘫痪而不能正常工作的情况。
2.1 后台机监控机管理
为防止后台机监控机上述缺陷和事故的发生，一是变电站要制定后台监控机的运行、使用、维护和管理制度。二是进行定期和不定期的检查，发现问题，立即处理，不留缺陷和隐患。三是设置操作系统和监控软件密码管理办法，密码权限分管理员和操作员，管理员密码由专人掌握，普通人员不能随意进入操作系统和启动、停运监控系统，防止后台机的软硬件资源遭到破坏。四是用监控软件封装操作系统。监控软件封装操作系统，是指当第一次启动后台监控机时，监控机自动启动操作系统后继续启动监控软件，直至监控软件界面。如果停运监控软件，需要输入密码。只有掌握密码的人才能停运监控软件，进入到操作系统。在选择后台监控软件时，应选择具有这种功能的产品，提高后台监控系统运行的安全可靠性。
2.2 后台监控机运行
由于后台监控机要求实时运行，处理的数据量比较大，相应速度要快，而且处在强电磁环境，一般普通计算机无法满足要求，因此在选择高性能的工控机时，要能适应在强电场环境中工作，抗干扰性强，硬件设备工作稳定性能好。在选择设备时，除了必须保证所选系统功能满足变电站的需求之外，还要求技术具有一定的先进性，防止由于功能欠缺，影响系统以后的安全稳定运行。另外，各变电站自动化系统的型号不易过多。各电压等级的自动化系统不易超过两种，以便于运行人员能快速操作、维护。
3.保护监控系统问题分析
目前，在一些变电站的保护监控系统没有故障录波装置。作为无人值班变电站，故障录波装置应是必备的一种重要自动装置，当母线、主变及进出线发生故障、异常和跳闸时，故障录波装置能够记录各种异常、故障、事故，以及跳闸前后的负荷电流、电压和各种保护、信号动作信息，能在更多周波内记录电流的变化以及故障电流值，以便于运行人员到达事故现场后，对各种异常信息进行调阅和查看，便于查明事故点和原因，对正确分析、判断事故异常及迅速果断正确处理事故、异常起到重要作用。
变电站的保护监控系统的事故和预告音响信号受后台监控系统的控制，如当后台监控机不能工作时，事故和预告音响信号则不能发出；或者事故和预告信号在后台机上，音量小，值班留守人员很难听见（值班室和主控室分为两室，有一定距离），故不能提示值班人员处理事故或故障，严重影响变电站的安全运行。这类情况已经发生过几次，造成PT烧毁、开关事故跳闸不报警。对于这种情况，应与厂家共同处理，将保护监控系统的事故和预告音响信号独立出来，不受后台监控系统控制，防止发生后台监控机不工作时发不出保护事故和预告音响信号情况。
4.远动数据和信息的发送与接收问题分析
由于远动数据和信息的发送不准确和设备缺陷，发生过几个变电站综合自动化系统停止向调度主站发送远动数据和信息。一些变电站自动化系统的远动数据和信息是通过后台监控系统发送到调度主站的，当后台监控系统不能正常工作时，则远动数据和信息不能发送。这种方式不利于远动数据和信息的上传，并经常误发误传信息，造成操作人员经常要到现场值班；到现场检查设备和恢复误发的信息等。对于这些问题，建议变电站在设计时，采用双通信通道，（如图1所示）远方主站与后台机的连结方式为以太网，共享数据总线，这样，当后台机瘫痪时，信息仍能远传至主站。
有人值班的常规远动RTU因采集和处理的数据量相对较少，实时性能达到了有关标准规定的技术指标，并满足了电力调度需要。但实施了无人值班后，其系统实时性受到了较大影响；一是由于数据在发往集控中心的过程中处理传送环节较多；二是由于总体结构设计中存在较多的瓶颈，数据传输不畅，等待时间长，其中还涉及到网络的选择和数据库设计等问题。
目前，一些变电站自动化系统对远动数据和信息的发送、接收处理能力不强，设备可靠程度不过关。主要表现为：不能上传保护值，不能正确接收、处理调度主站的开关遥控操作，修改定值、主变调档功能等。由于这些问题的存在，一些简单的拉合开关的单一操作，重合闸压板的投退，都要由操作人员到现场进行操作，不利于设备的远程操作，使变电站的自动化程度受到很大影响，浪费了人力资源及加大了生产成本。
5.结语
通过以上的分析可以看出，变电站自动化监控系统在实际运行中存在的问题，已影响到变电站安全、经济运行。这需要从“四遥”功能、保护监控系统、后台监控机的管理和运行、远动数据信息的发送与接收等方面，引起制造设计人员和运行维护人员的共同关注。
参考文献
[1]高亮.配电设备及系统[M].北京：中国电力出版社，2009.
[2]森下正志.电气设备故障分析及对策[M].北京：科学出版社，2009.
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关键词：高压室 温湿度 照明 远程监控系统 及时除潮
1 项目背景或现状
我公司为适应变电站无人化改造和变电运行专业化改革的需要，开始组建监控中心和操作队，并成立了一个监控中心和四个操作队，每个操作队负责一个驻地站和六七个受控站，为了保证变电站高压室设备的安全运行，结合本地区夏季温湿度较高的实际情况，工区各变电站35kV和10kV高压室均配有除湿机和相应数量的排风扇。但操作队仅对驻地站能够及时监视高压室的温湿度和对照明系统进行检查维护，然而对受控站因为离得远并不能及时了解高压室的温湿度和照明情况，在高压室温湿度超标后不能及时手动投入排风和除湿设备，使高压设备在不良环境中较长时间运行，降低设备的绝缘强度，影响设备安全稳定运行，如果高压室照明维护不及时，一旦高压室设备发生故障，监控中心和驻地站不能清晰地了解到现场的状况，运行人员贸然进入高压室，会大大增加人员人身伤害的危险性。从而给变电站的管理带来了一定的困难。对于变电站来说，远程、实时的监控是行业系统安全运作必备的前提条件。
2 目的意义
如何将远程的监视、遥控系统有机结合起来，做到既可以远程监视、遥控的传输，又具备环境的整体监控，并且具有通常灵活操作的功能，投入费用合理经济，这已经成为当前变电站温湿度监控应用发展的主要方向。
变电站照明及高压室温湿度远程控制系统，实现了监控中心工作人员在局域网上通过安装的温湿度网络监测系统实现实时监测变电站高压室的温度和湿度，操作人员可根据季节变化及当地实际情况，设定高压室温湿度最高限值。当高压室实际温湿度超过限定值时，监控中心工作人员根据报警提示，选择自动或手动控制：自动控制状态下，当各监控点的温湿度传感器数据超出标准范围，自动开启相应的风扇；当数据回到标准范围内自动停止相应的设备。手动控制状态下，根据温湿度报警提示可选单一风扇启动和多台风扇启动，从而将高压室温湿度控制在一定范围之内，保护设备在符合种环境下安全稳定长久运行。
3 设想或原理
为避免安全隐患，变电站需对变电设施进行温度湿度监测并对温湿度较高的设施进行干燥通风处理。温湿度远程监测系统由信息采集、信息传输和信息处理三部分组成，监测的主要对象是大气中的温度和湿度。
温湿度远程监控系统是一个由温湿度传感器、可编程控制器、数据处理服务器、局域网和组态软件组成的综合监测系统。该系统可对变电站内的温湿度进行一个量化的测定，为保持变电站的干燥通风提供依据。
各监测点安装温湿度传感器对温湿度进行监测，监测中心接收监测点传输的监测信息；并负责对监测信息进行分类、筛选和综合分析。数据处理服务器作为系统的决策中心，对从监测中心站获得的监测信息进行分析、调研，及时做出相应处理决策，避免安全隐患。
4 目标及效果
变电站照明及高压室温湿度远程控制系统主要包括以下几部分：
4.1 高压室温湿度远程监测控制系统 本系统可实时在线监测高压室的温湿度状况，为操作队操作人员进行高压室温湿度远程控制提供依据。操作人员根据需要可以随时远程启动和停止排风扇，从而控制高压室的温湿度状况。
4.2 高压室温湿度超限，排风扇自启动系统 操作人员可根据季节变化及当地实际情况，设定高压室温湿度最高限值。当高压室实际温湿度超过限定值时，排风扇自行启动，从而将高压室温湿度控制在一定范围之内，保护设备的安全长久运行。
4.3 高压室除湿机启动，排风扇延时自启动系统 高压室一般已配备1-2台工业除湿机，除湿机可根据设定的湿度限值自行启动，也可现场手动启动。除湿机启动后，本系统可实现排风扇延时自启动，延时时间可由操作人员设定，从而实现排风扇经济运行，达到较好的除湿降温效果。
4.4 高压室室内照明、变电站场地照明远程控制系
统 本照明远程控制系统和已经在用的变电站视屏监控系统相结合，可方便实现变电站室内或夜晚变电站场地的实时监控。当变电站设备故障或有异常现象出现时，操作人员可在第一时间内，对事故现场做到一目了然，心中有数，从而及时采取措施，减小损失，防止事态进一步扩大。
4.5 高压室温湿度数据查询及有关温湿度曲线查询 本系统可自动记录五个月内变电站高压室温湿度有关数据，为直观起见，本系统可自动生成高压室温湿度日曲线、月曲线。在温湿度日曲线中，系统每整点上传监测点的温湿度，并自动生成曲线，系统可自动保存前一日的温湿度数据曲线，以利于比较，在温湿度月曲线中，系统每日2时和14时各上传一次监测点的温湿度数据，并且自动生成曲线。系统可自动保存上一月的温湿度曲线，以利于比较。
参考文献：
[1]李晓维.无线传感器网络技术，2007.
[2]张建福，郭晖.智能高精度温湿度测量方法以及实现[J].电子技术应用，1987年06期.
[3]孙宁，赵印等.基于GSM模块的远程温湿度监控系统[J].世界科技研究与发展，2008.30（6）：4-757.
