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高压开关柜温度在线监测系统
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高压开关柜温度在线监测系统
摘 要
开关柜是保证电力系统安全运行的重要设备之一，但是经常因为开关柜局部过热，而引起事故，造成损失。在以往的开关柜过热故障检测中，采用人工巡检，不仅费时、费力，而且不易及时发现事故。开关柜过热故障在线监测系统不仅克服了开关柜内高温、高压、强磁场环境下温度不易监测的难题，而且通过监控软件实时显示开关柜内测点的当前温度值，并做出报警处理，节省了大量人力、物力，提高了事故预判的准确性、实时性。
本文从硬件和软件两个方面介绍了监测系统的设计过程。硬件方面设计了两种不同的温度传感系统：中压开关柜过热故障监测采用光纤式温度传感器，同时采用光纤传输数据；低压开关柜采用单总线数字式温度传感器，数据采用无线传输。监测系统软件主要实现了实时显示测点温度，并对温度数据做出分析、报警、保存等功能。及时提醒工作人员对报警情况做出处理，避免事故的发生。
关键词： 开关柜 在线监测 温度传感器 实时监控软件 MFC ADO
Abstract
As the most important equipment, Metal-clad
switchgear guarantee the safe operationof electric power system. Sometimes, the temperature of part of Metal-clad switchgearmaybe over the limit of safe operation, and then arouse accident, bring losing. In past,workers
check up the Metal-clad switchgear on schedule, which takes time and hardsledding, can not work efficiency and betimes. On-line real-time monitoring fortemperature overcome the difficulties of high temperature, high voltage and high magneticfield, to be a new method of checking up the Metal-clad switchgear. It can show thetemperature of the spot of being monitored, judge the temperature and give an alarm. Thesystem saves lots of resource and improves the veracity.
The paper presents the detail about the procedure of the design for the system fromboth hardware and software aspects. There are two defferent design of hardware: opticalfiber temperature sensor is used for middle-voltage Metal-clad switchgear, which data istransferred by optical fiber; another one is 1-Wire Digital Thermometer, it is used forlower-voltage Metal-clad switchgear, and the data is transferred by unwired. The softwareof On-line real-time monitoring for temperature can show the temperature real-time,analyse the data, gave an alarm, save the data, and so on. The system can awoke theworkers about the alarm in time, avoiding the accident.
The result of the axperiment indicates the new system works well, it has accomplishedthe design aims of anticipating, providing a good guarantee of the safe
operation ofMetal-clad switchgearKey words: Metal-clad switchgear.
Keywords: monitoring softwareon-line monitoring MFC ADO
目 录
TOC \\o \"1-3\" \\h \\z \HYPERLINK \\l
\"_Toc232063127\" 1绪论 PAGEREF _Toc232063127 \\h 1
HYPERLINK \\l \"_Toc232063128\" 1.1课题背景和意义 PAGEREF _Toc232063128 \\h 1
HYPERLINK \\l \"_Toc232063129\" 1.2开关柜温度监测技术的研究
PAGEREF _Toc232063129 \\h 2
HYPERLINK \\l \"_Toc232063130\" 1.3系统监测软件的设计需求
PAGEREF _Toc232063130 \\h 3
HYPERLINK \\l \"_Toc232063131\" 1.4课题主要任务 PAGEREF _Toc232063131 \\h 4
HYPERLINK \\l \"_Toc232063132\" 2开关柜在线监测系统的总体设计 PAGEREF _Toc232063132 \\h 6
HYPERLINK \\l \"_Toc232063133\" 2.1监测系统硬件结构
PAGEREF _Toc232063133 \\h 6
HYPERLINK \\l \"_Toc232063134\" 2.2监测系统软件功能设计 PAGEREF _Toc232063134 \\h 7
HYPERLINK \\l \"_Toc232063135\" 3监测系统的硬件设计
PAGEREF _Toc232063135 \\h 10
HYPERLINK \\l \"_Toc232063136\" 3. 1光纤式温度监测系统设计
PAGEREF _Toc232063136 \\h 10
HYPERLINK \\l \"_Toc232063137\" 3.1.1光纤式温度传感器
PAGEREF _Toc232063137 \\h 11
HYPERLINK \\l \"_Toc232063138\" 3.1.2光纤温度在线监测仪 PAGEREF _Toc232063138 \\h 12
HYPERLINK \\l \"_Toc232063139\" 3.1.2 Nsmart接口通信协议 PAGEREF _Toc232063139 \\h 14
HYPERLINK \\l \"_Toc232063140\" 3.2单总线数字式温度传感器电路设计
PAGEREF _Toc232063140 \\h 17
HYPERLINK \\l \"_Toc232063141\" 3.2.1单总线数字式温度计 PAGEREF _Toc232063141 \\h 17
HYPERLINK \\l \"_Toc232063142\" 3.2.2温度监测模块的其他外围元件
PAGEREF _Toc232063142 \\h 20
HYPERLINK \\l \"_Toc232063143\" 3.2.3单总线温度监测系统设计
PAGEREF _Toc232063143 \\h 23
HYPERLINK \\l \"_Toc232063144\" 3.3两种温度监测硬件设计比较总结
PAGEREF _Toc232063144 \\h 23
HYPERLINK \\l \"_Toc232063145\" 4监测系统软件设计 PAGEREF _Toc232063145 \\h 25
HYPERLINK \\l \"_Toc232063146\" 4.1软件开发平台介绍
PAGEREF _Toc232063146 \\h 25
HYPERLINK \\l \"_Toc232063147\" 4.2软件总体设计 PAGEREF _Toc232063147 \\h 25
HYPERLINK \\l \"_Toc232063148\" 4.2.1多线程的编程模式
PAGEREF _Toc232063148 \\h 25
HYPERLINK \\l \"_Toc232063149\" 4.2.2线程间的通信 PAGEREF _Toc232063149 \\h 29
HYPERLINK \\l \"_Toc232063150\" 4.2.3多线程编程设计要点 PAGEREF _Toc232063150 \\h 30
HYPERLINK \\l \"_Toc232063151\" 4.3软件功能模块设计
PAGEREF _Toc232063151 \\h 32
HYPERLINK \\l \"_Toc232063152\" 4.3.1温度报警功能的实现 PAGEREF _Toc232063152 \\h 37
HYPERLINK \\l \"_Toc232063153\" 4.3.2通信模块编程 PAGEREF _Toc232063153 \\h 39
HYPERLINK \\l \"_Toc232063154\" 4.4本章小结 PAGEREF _Toc232063154 \\h 40
HYPERLINK \\l \"_Toc232063155\" 5 监测系统的运行及调试
PAGEREF _Toc232063155 \\h 41
HYPERLINK \\l \"_Toc232063156\" 5.1监测系统软件的功能调试
PAGEREF _Toc232063156 \\h 41
HYPERLINK \\l \"_Toc232063157\" 6总结 PAGEREF _Toc232063157 \\h 42
HYPERLINK \\l \"_Toc232063158\" 参考文献 PAGEREF _Toc232063158 \\h 43
HYPERLINK \\l \"_Toc232063159\" 翻译部分 PAGEREF _Toc232063159 \\h 44
HYPERLINK \\l \"_Toc232063160\" 英文原文 PAGEREF _Toc232063160 \\h 44
HYPERLINK \\l \"_Toc232063161\" 中文翻译 PAGEREF _Toc232063161 \\h 58
1 绪论
1.1课题背景和意义
“高低压开关柜过热故障在线监测系统”是为减轻人工巡检的负担，实现开光柜温度实时监测、提前报警而合作开发的实时温度监测系统。发电厂、变电站的中低压开关柜是保证电力系统安全运行的重要设备之一。但在运行过程中，经常因为发热引起设备烧毁或突然停电等事故，导致大量的经济损失。现代电力系统对电能质量的要求越来越高，相应地对开关柜运行的可靠性也提出了更高的要求。同时，随着传感器技术、信号处理技术、计算机技术、人工智能技术的发展，使得对开关柜的运行状态进行在线监测，及时发现故障隐患并对累计性故障做出预测成为可能。它对于保证开关柜的正常运行，减少维修次数，提高电力系统的运行可靠和自动化程度具有重要意义。在设备长期运行过程中，开关柜中的触点和母线排连接处等部位因老化或接触电阻过大而发热，或母线与触点在载流过大时经常出现温升过高，使相
邻的绝缘部件性能劣化，而这些发热部位的温度无法监测，由此最终导致击穿甚至火灾而造成事故。电气设备的外部热故障主要指裸露接头由于压接不良等原因，在大电流作用下，接头温度升高，接触电阻增大，恶性循环造成隐患，此类故障占外部热故障的90%以上。统计近几年来检测到的外部热故障的几千个数据，可以看到线夹和刀闸触头的热故障占整个外部热故障的77%。电气设备内部热故障的特点是故障点密封在绝缘材料或金属外壳中，如电缆。内部热故障一般都发热时间长而且较稳定，与故障点周围导体或绝缘材料发生热量传递，使局部温度升高，因此可以通过检测其周围材料的温升来诊断电气设备的内部故障。根据电力事故分析，电气设备过热故障可引起火灾导致大面积设备烧损，造成被迫停电，短时间内无法恢复生产，造成重大经济损失。近年来，在发电厂和变电站已经发生多起开关柜过热事故，造成火灾和大面积的停电事故，解决开关柜局部过热问题是杜绝此类事故发生的关键。因此，必须采取有效措施监控开关柜内母线与触点等的温度。为了提高供电可靠性，减少停电时间和次数，保证用户长期、稳定、安全的用电，有必要设计能实时监测并记录电力设备关键点的温度变化的监测系统，预测可能引起火灾或设备故障的局部过热情况，为现场设备的安全运行提供可靠保证。同时又可以作为电气设备故障的温度记录器，能在设备故障发生之前发出报警及检修建议，让管理人员及时发现故障前兆，提前采取防患措施，变“定期检查”为“按状态检修”减少大量的人力物力。通过监测开关柜内触点温度的运行情况，可有效防止开关柜的火灾发生，由于开关柜内高压狭小的结构，很难
进行人工巡查测温，因此实现温度在线监测是保证变电站开关柜安全运行的重要手段。
1.2开关柜温度监测技术的研究
由于开关柜触头及母线处于高电压、高温度、强磁场以及极强的电磁干扰环境中，要实现对它们的测温，必须解决电子测量装置在上述恶劣环境条件下的适应性，解决温度传感器的电位隔离、抗电磁干扰、小尺寸和便于安装等问题。目前常用的温度监测方法有下列几种：
1．热敏电阻式测温系统：热敏电阻具有体积小、温度响应快、产品成熟、成本低等优点，可以显示温度值，但由于每个热敏电阻都需要独立的接线、布线复杂且热敏电阻易损坏、维护量大，传感器不具备自检功能，需要经常校验，因此不常采用。
2．红外探头测温系统:红外测温有着响应时间快、非接触、使用安全及使用寿命长等优点。红外测温仪器主要有3种类型:红外热像仪、红外热电视、红外测温仪（点温仪）。非接触红外测温仪包括：便携式、在线式和扫描式三大系列，可以在线监测。但由于系统稳定性不高，体积较大，受安装空间限制，外加受环境影响严重，误报较多，也不常采用。
3．示温蜡片/试温蜡片温：采用“示温蜡片/试温蜡片”存在一些问题，一是在粘贴时普遍采用清漆将“示温蜡片/试温蜡片”粘贴在电气设备需要测试的部位，这样粘贴牢固后，待测点温度达到“示温蜡片/试温蜡片”相同温度时，不能脱落下来，只有温度超过很大程度才会脱落下来，这样很容易给操作人员造成误导，判断不及时。二是:“示温蜡片/试温蜡片”只能靠熔化
现象表示发生了过热，现象不直观也不易发现。三是:电气设备的负荷是随用户需求量变化的，接点温度也是随之变化的，当被监视的电气设备接点发生了不同程度的过热，使用“示温蜡片/试温蜡片”不能随之不同程度熔化或脱落下来。
4．使用示温记录标签:“示温记录标签”是以胶粘贴固定的，只要在测温范围内发生了过热，就可以继续保留在贴片接点部位。“示温记录标签”表面涂一层随温度变化而改变颜色的发光材料，通过观察其颜色变化来大致确定温度范围，这种方法准确度低、可读性差，不能进行定量测量，因此也不能满足现在系统监测的需要。
其它还有：采用双CCD彩色CCD及NICCD)成像技术，基于比色测温原理，研制生产可以实现大范围目标温度全面实时测量的高温测量电视系统。提高了测温的灵敏度、线性度、检测速度，而且大大地减少了检测过程对目标物体发射率的依赖性，做到了不受检测距离的影响，成功地解决了温度场动态实时检测的技术难题。但是这种方法成本太高，并不利于大面积推广。或者采用新兴ZigBee组网技术，研制、生产的ZBT 1. 0型无线测温系统，实现对电力系统的高压和超高压母线、高压开关接点(以2及人员无法接近的其他危险、恶劣环境)的温度进行实时在线检测，经过与电力自动化系统连接，在中心监控室内就可以监视运行状态，真正做到了远距离遥测，当被测点温度超过预先设定的阀值时，就发出报警信号及时提醒有关人员采取措施。国内ZigBee无线传输系统仍然处于实验阶段，技术并不成熟，而且对于单片机、无线发射模块在高温、高压、高磁场的环境下的稳定运行并不能保证。
根据以上分析，电力系统中需要一种高性能、稳定、低成本、安装方便、不需外供电源的开关柜温度监测设备，并组成相应监测系统。
为实现上述温度在线监测的功能，现有两种不同的温度传感系统满足需求。一种是分布式光纤温度传感系统。分布式光纤温度传感系统原理是同时利用光纤作为温度传感敏感元件和传输信号介质，采用先进的OTDR技术，探测出沿着光纤不同位置的温度和应变的变化，实现真正分布式的测量。温度测量原理是基于Raman散射效应的分布式温度传感系统，光纤光栅温度在线监测系统采用布置在各个触点的光栅传感器将温度信号通过光纤传至网络分析仪。由于利用了光纤光栅固有的绝缘性和抗电磁场干扰性能，并具有极高的可靠性和安全性，因此从根本上解决了开关柜内母线及触点运行温度及柜内环境温度不易监测的难题。
对于在线监测包括母线连接处的温度及断路器等触头温度的另一种温度传感器，常用的还有单总线数字温度传感器、石英传感器、光微薄硅温度传感器和吸收型光纤温度传感器，它们分别以石英晶体、硅片及玻璃构成的Fabry perot槽和GaAs晶体作为感温元件，并对数据无线传输，这就有效地解决了电磁干扰问题。
1.3系统监测软件的设计需求
变电站中低压开关柜过热故障在线监测系统是基于分布式温度测量、数据采集与传输、显示及报警等部分组成的计算机实时温度监测系统。此系统采用分布式、可组网、隔离性能良好的高精度温度传感器，对变电站中低压开关柜内的母线、断路器与隔
离开关触点、互感器(包括电缆接头)等这些易产生异常温升的部件实现在线温度测量与监控。利用温度采集单元采集多路温度信号并通过RS232或RS485总线上传到监控主机，主机采用巡检式(查询式)工作方法，逐一巡检每个测量点的温度，并可统计、打印、报警，设定工作温度范围，显示每个开关柜内测量点的温度及历史数据。
系统软件需要实现多种报警方式，当发生报警时，主监控计算机能自动弹出报警窗口，显示出报警时间、报警测点名称和安装部位，同时发出声、光报警并可以打印报警记录，提醒运行人员检查。所有的报警信息都被记录数据库中，以备查阅。系统能提供完善的分析功能，包括超温分析、温升趋势分析、相间温差分析，并能做出报警、对比、历史记录统计与分析等处理，保障工作人员在开关柜发生事故之前做出及时处理。测控软件可以建立开关柜设备数据库，帮助工作人员监测和分析开关柜内母线与触点的过热情况，预测出故障发生的部位，保证开关柜设备的安全运行。监测结果可通过本地数据库进行存储，监测结果和统计报表可通过屏幕和打印机与网络等多种方式进行输出。
1.4课题主要任务
根据项目的要求，开关柜温度监测系统的设计主要有以下几个方面：
1)温度测量、信号隔离与传输对于中高压开关柜的过热故障监测采用光纤式温度传感器，用光纤进行高压隔离和信号传输。利用光纤固有的绝缘性和抗电磁场干扰性能，从根本上解决了开关柜内母线与触点温度不易监测的难题。对于低压开关柜的过热
故障监测采用单总线数字式温度传感器，数据传输采用无线传输方式，以实现高、低压侧的电隔离。
2)温度的数据采集
光纤式温度传感器将母线与触点的温度值转换为模拟量，通过数据采集变换器转化为数字信号，通过通讯总线，上传到控制计算机，实现温度在线监侧。系统采用完全的总线测量方式，使系统的扩展和与其它网络互连变得很方便。
单总线数字式温度传感器直接测量母线与触点的温度，通过无线传输到数据采集器，然后传送到监控中心。多只数字式温度传感器可直接连接到一条总线电缆上，在扩展测点时不受布线的限制。
3)软件设计
系统软件有在线监测和实时分析两个主要功能。软件具有在线采集、监测、分析现场温度的功能，实时分析则包括超温分析、温升趋势分析、相间温差分析等，并能做出报警、对比等处理，保障工作人员在母线或触点发生事故之前做出处理。软件还具有历史记录分析、查看等功能，实现对相应测点历史运行状态的查看，评估。
本课题在完成以上研究的同时，要实现完整的系统调试。 2 开关柜在线监测系统的总体设计
本设计方案中，变电站中低压开关柜温度监测系统以微型计算机作为监测核心，结合高精度的温度传感器、数据采集变换器及可靠的通讯技术，构成功能强大、操作简便、工作安全可靠的
在线温度监测系统。在系统设计中，充分考虑系统的可操作性、可靠性等，使系统能够应用于实践并加以推广。
2.1监测系统硬件结构
整个监测系统的硬件由温度传感器、信号传输线缆(光纤或者无线通信)、数据采集变换器、RS-485总线、RS-485/RS232转换器以及监测中心构成，系统总体连接示意图如2-1所示:
图2-1系统总体连接示意图
其中，系统设计要求每个开关柜有6个温度监测点，即每个温度采集模块连接6个温度传感器。系统采用两种不同的温度监测方式，分别利用不同的数据传输方式，并需要设计相对应的温度采集模块。在高温、高压以及强磁场的环境下，必须保证监测系统的正常工作，测温和信号传输的准确性。各硬件模块的选择和功能如下：
1)温度传感器：
温度传感器是组成整个监测网络底层的工作单位，保证传感器长期、稳定的工作是系统运行的保证。基于综合考虑，对于中高压开关柜的过热故障监测采用光纤式温度传感器，并采用光纤传输数据。对低压开关柜的过热故障监测采用单总线数字式温度传感器DS1820，监测数据采用无线传输。
在监测系统中，传感器通常紧贴需要监测的母线排、开关触点等安装。要求传感器测温精度不小于100。
2)温度采集模块
每个开关柜设置一个温度采集模块，实现该开关柜内温度监测数据的采集，并将数据传送到监测中心。对于两种不同的温度传感器，需要设计不同的温度采集模块 光纤式数据采集器采用Nsmart光纤式温度监测仪接收光纤信号，完成温度数据的转化。单总线数字式温度传感器DS1820通过无线传输数据，需要无线接收模块实现数据的接收与转发。温度采集模块可安装在开关柜面板，并需要外部提供24V直流电源供电。
3) RS-485总线
在温度采集模块和监测中心之间采用 RS-485电缆进行通讯连接，以保证信号可靠的传输，RS-485通信在1200m内可以保证可靠的通信质量，因此监测计算机与最远的开关柜间距离应小于1200m。监测计算机一般采用工控机，而工控机只带有RS-232接口，故RS-485总线末端需要用RS-485/RS-232转换器进行信号转化，方便系统软件的数据采集。
4)监测中心
监测中心是由工业控制计算机构成(含不间断电源UPS)，保证对系统进行实时监测。监控中心通过系统软件对接收到的温度信号进行适当的处理，完成显示、报警等功能。
2.2监测系统软件功能设计
软件开发使用Microsoft Visual C++ 6. 0的基础类库MFC, MFC作为大型的工程编程语言，已经大量的应用于实践当中。它提供了大量预先编写好的类及支持代码，大大减少了工程开发的时间，提高了工作效率。
系统软件由在线监测和实时分析两个主要部分组成。软件具有在线采集、监测、分析现场温度的功能，这些分析包括超温分析、温升趋势分析和相间温差分析，并能做出报警、预报警(包括温升预报警，三相相间温差预报警等)、报警日志记录等处理。可以在数据库中保留历史数据，作查看与分析使用。
系统功能模块可大致分为开关柜自检模块、温度管理模块、数据显示与分析统计模块、温度报警模块、日志记录和系统安全模块等组成。各模块功能如下:
1)自检模块
为了使监测系统能够可靠的工作，系统在第一次上电时对温度采集模块、传感器等硬件设备进行自检。同时在系统工作中，也可以通过比较采集到的数据，提示可能发生的故障：如采集器通信故障、光纤故障(含温度传感器故障)等。自检模块通过在系统运行过程中的自检，方便设备的检查、维修工作，同时保证设备正常有效的工作。
2)温度管理模块
温度管理模块主要实现对温度报警限值的设置。系统需要根据报警限值来对数据进行分析和报警。根据开关柜温度监测的实际需求，温度报警限值主要有三种:温度上限报警值，温升趋势报警值和相间温差报警值。温度报警限值的设置需要用户根据现场的实际情况，并且温度报警限值的设置和修改需要具有管理员操作权限。
3)数据显示与分析统计模块
该模块可对采集到的数据进行实时显示与分析，各测点温度的实时显示可以用数码管显示框或温度实时变化曲线来反映，同时也可以实时显示温升曲线;相间温差也可用数码管显示框或温差实时变化曲线图来反映。此外该模块可通过读取保存在数据库中的历史数据，对所有测点温度的数据和变化情况进行分析和统计。如可查看测点温度的日平均值、最高值、最低值及对应的检测时间;可查看各测温点的温度历史曲线，温升历史曲线，相间温差历史曲线。
4)温度报警模块
系统通过对实时数据与报警限值的比较来做出报警判断。系统报警时，对应数据显示与报警状态指示灯都会变成橙色，同时激活声音报警系统，提示操作人员检修。操作人员可以通过点击实时温度监测按钮来查看报警传感器，并可以通过点击报警传感器弹出报警对话框，查看报警测点的准确位置、测点名称以及这次报警的详细时间。报警对话框还可以显示最近一个小时内的温度变化曲线图。由于系统能指示出故障发生的准确部位，因此能有效指导检修工作。报警信息可被长期记录。
5)日志记录模块
考虑到安全操作的需要，在系统开机后，所有与监测系统有关的操作都将被记录，如什么时候开始登录监测系统，何时执行了何种操作等。如果出现问题，操作人员就可以查看历史日志，完成修复工作。
6)系统安全模块
考虑到系统运行的安全问题，系统对操作做了分级控制，普通操作员一般只能进行常规操作(如读取数据并查看)，而对报警的上下限、一些重要的参数等设置只能由系统管理员完成。
上述对系统软、硬件的大体设计。它的功能设计基本上满足开关柜系统监测的需要，避免了开关柜内恶劣环境对温度监测和数据传输的影响。系统监测软件能够很好的完成报警，分析，设置等功能，使工作人员不必再对开关柜执行巡检，大大减少了工作量，提高温度监测的自动化程度。
3 监测系统的硬件设计 3. 1光纤式温度监测系统设计
光信号，将其解码为标准的摄氏温度数值。图3-1显示了光纤测温仪的结构组成：在开关柜温度实时监测系统中，传感器是底层的硬件设备。开关柜内部是高电压、高温度、以及强磁场的环境，在这种环境下实现对开关触头以及母线等的温度测量，必须解决电子测量装置在上述环境条件下的工作可靠性，解决温度传感器的电位隔离、抗电磁干扰、小尺寸和便于安装等问题。光纤式温度在线监测仪采用光纤进行高压隔离和信号传输，利用光纤固有的绝缘性和抗电磁场千扰性能, 从根本上解决了高压开关柜内触点温度不易监测的难题。
Nsmart光纤式温度监测仪是北京安伏电子技术有限公司开发的，用于监测高温, 高压设备的光纤温度监测系统。采用先进的光纤和光电子技术，在温度测点和测温仪表之间使用光导纤维进行高压隔离和信号传输，因此具有极强的抗干扰性能。温度监测仪接受来自光纤传感器的
图3-1 Nsmart光纤测温仪的结构组成
Nsmart光纤式温度监测仪单个单元装置包括温度传感器、传输光纤、监测仪主机三个部分。测量电路转换测温点采集的温度量为相应的电信号，经逻辑控制电路产生数字信号并传给光调制器调制后由光纤传给监测仪主机，由LCD屏显示各测点温度。监测仪主机可以将温度数据通过RS-485通讯总线传到监控中心作进一步处理，实现开关柜温度的集中监测、处理。
3.1.1光纤式温度传感器 1)光纤光栅温度传感器原理
光纤光栅就是一段光纤。光纤光栅是利用光纤中的光敏性制成的。所谓光纤中的光敏性是指激光通过掺杂光纤时，光纤的折射率将随光强的空间分布发生相应变化的特性。而在纤芯内形成的空间相位光栅，其作用的实质就是在纤芯内形成一个窄带的(透射或反射)滤波器或反射镜。利用这一特性可制造出许多性能独特的光纤器件。这些器件具有反射带宽范围大、附加损耗小、体积小，易与光纤祸合，可与其它光器件兼容成一体，不受环境尘埃影响等一系列优异性能。光纤光栅的种类很多，主要分两大类：
一是Bragg光栅(也称为反射或短周期光栅);二是透射光栅(也称为长周期光栅)。光纤光栅从结构上可分为周期性结构和非周期性结构，从功能上还可分为滤波型光栅和色散补偿型光栅，色散补偿型光栅是非周期光栅。光纤沿径向从里向外分为纤芯、包层、涂覆层三部分，用特殊的紫外光照射工艺，光纤纤芯折射率受到永久的周期性微扰而形成一种光纤无源器件。它能将入射
光中某一特定波长的光部分或全部反射。满足布拉格条件的波长被光纤光栅反射，相关公式如下：
n
其中是被反射的波长是光纤光栅的有效折射率为光栅周期通过拉伸和压缩光纤光栅，或者改变温度，可以改变光纤光栅的周期和有效折射率，从而达到改变光纤光栅的反射波长的目的。反射波长和应变、温度、压力物理量。
温度变化量根据这些特性，可将光纤光栅制作成应变、温度、压力、加速度等多种传感器。
光纤光栅传感系统主要由光纤光栅解调系统、信号传输系统和传感器三个主要部分组成。对光芯进行照射，使得光纤纤芯的一段区域折射率发生周期性变化，从而制成光纤光栅。光纤光栅传感器获取物理变化量。以光波长为载体，通过光纤传输系统传至解调系统，由解调系绕对光信号进行处理分析，获取物理变化量数据。
2 )Optic-3000光纤式温度传感器
光纤式温度传感器用于测量带电物体表面的温度，如高压开关柜内的裸露触点和母线连接处的运行温度。Optic-3000光纤式温度传感器，如图3-2所示，探头体积小巧，耐压高，工作范围大，不受磁场干扰，可以直接安装在开关柜测温点测量温度。它由测温点、光纤调制器和光纤接口(ST接口)3部分组成。测温点采用感温石英晶体材料，直径通常4mm，测温点与光纤调制器封装成一体化结构，由后者的一个侧面检测温度，其工作电源为一
节3.6V锂电池，应用时间达到两年以上，能够满足开关柜监测需要，可结合设备检修适时更换。
图3-2 Optic-3000型光纤温度传感器
Optic-3000光纤式温度传感器利用光纤作为传感敏感元件和传输信号介质，有效地解决了在高电压，高温度，强磁场的环境中，温度难以监测得难题。Optic-3000光纤式温度传感器的主要性能指标为：
测温范围:-55℃~+100℃
测量误差:小于0.5 ℃(全量程范围) 测温分辨率:士0.1 ℃ 光纤长度:小于50m 接口方式:标准ST接口
外观尺寸:6.0(长)cm*3.2(宽)cm*2.2(高)cm
该光纤式温度传感器有一个测面是感温面，传感器测得的温度就是该感温面的温度，若传感器放置在空气中，则测到的就是环境温度。为了准确测量物体表面的温度，应保证传感器的感温面与被测物体的表面紧密接触。安装光纤传感器之前，首先要找到传感器的测温面，每一个Optic-3000光纤式温度传感器的光纤接口都有一个定位缺口，和定位缺口相反的一面就是传感器的感温面。传感器的传感头与光纤设计为可拆卸的结构，即通过标准ST光纤接口与多模光纤连接。
3.1.2光纤温度在线监测仪
Nsmart光纤式在线温度监测仪组成温度监测系统网络的节点，实现对传感器温度数据的采集，并通过RS-485总线将数据传送到监控中心。检测仪安装可以直接嵌入到开关柜的前柜门上，也可以放置在其他易于观察的地方。在方便安装的同时，可以现场观察温度数据。它的系统指标如下:
光纤通道:6ch(支持1到6个光纤式温度传感器); 光纤接口:标准ST光纤接口; 光纤类型:多模光纤;
巡检周期:小于60s/6光纤通道(典型值:45s); 温度显示:LCD液晶显示器，带背光;
报警输出:1个(无源接点)250Vac, 0.6A或24Vdc, 5A; 网络接口:隔离RS485工业总线接口;
工作电压:直流10-30V或交流220V (外接电源适配器); 工作温度:-10℃—+80℃; 存储温度:-40℃—+85℃; 安装方式:挂装或嵌入式盘装。 主要功能为：
1)温度显示功能监测仪具有6个ST光纤接口，能够同时支持6个光纤温度传感器，实现最多6通道的温度测量。带背光的LCD显示屏能够同时显示6个通道的温度数值，并具有温度报警和温度测点故障指示等功能。
2)运行状态指示
当Nsmart光纤温度监测仪运行时，可以通过仪表的LCD显示屏了解当前的运行情况。在仪表LCD显示屏上，有一个运行状态指示(run)，该指示在显示屏的右上角。运行状态指示是一个可以旋转的状态棒，每测到一个通道的温度值时，该状态棒即旋转450。
3)报警功能
Nsmart光纤温度监测仪具有多种报警功能，每个光纤测温通道都可以设置独立的定温报警值和温升报警值，报警值可以通过RS-485通讯接口下载。当发生超温报警时，报警状态在LCD液晶屏上指示，一个继电器型的报警输出，可以控制外部设备动作或用于报警指示。
4) RS-485网络接口
Nsmart光纤温度监测仪具有一个RS-485接口，该接口用于与上位计算机的通信，接口可以支持64个Nsmart光纤温度监测仪联网运行，使用网络驱动器可以增加联网的光纤温度测量仪的数量，整个网络最多可连接254台光纤温度测量仪。
光纤温度监测仪采用可插拔接线端子，方便仪表的电气连接。这是一个8位端子，可以带电插拔，它包括电源供电、通讯接口和报警输出，其功能定义如表3-1所示：
表3-1 Nsmart光纤式温度监测仪接线端子功能定义 3.1.2 Nsmart接口通信协议
Nsmart光纤温度在线监测仪作为光纤温度传感器的接入设备，通过RS-485网络接口与上位机进行数据传输。Nsmart在线监测仪设备的RS-485通信接口采用标准异步串行通信方式，格
式由1个起始位，8个数据位和1个停止位组成，无校验位。位格式如图3-3所示。
每个Nsmart设备都具有一个唯一的设备地址号，这个设备地址号用于主机与设备通讯时使用，它可以由用户自己设定。每个设备地址由一个字节组成，这表明设备地址的整个分布空间为256个地址可供使用，但对于Nsmart又有不同的限制，其设备地址分配表如图3-4
图3-4 Nsmart设备地址空间分布
为使Nsmart设备能与主机通信，它们应该设定相同的通信速率，即波特率。这样运行在主机上的软件才能采集到Nsmart设备中的温度数据。Nsmart设备RS-485通讯接口的波特率可以由用户设定，其波特率可以选择为以下四种:1200bps,2400bps, 4800bps, 9600bpso Nsmart设备RS-485通讯接口初始波特率为2400bps。
多台Nsmart设备通过RS-485接口构成总线网络，网络采用主从通信方式，Nsmart
设备作为网络中的从设备工作，主设备(可以为上位机)发出命令帧，与其相匹配的Nsmart设备会响应该命令帧，并发出响应帧。响应帧是由网络中的Nsmart设备响应主设备的命令帧的数据时，用于传输Nsmart设备测量到的温度数据。每个响应帧由41个字节构成，结构如下图3-5所示。
图3-5命令帧结构
Nsmart光纤式温度监测仪已经通过中国电力科学研究院高压所的测试实验，能够满足高温、高压和强磁场环境下的温度监测功能。实验结果如表3-2所示:
表3-2光纤式温度在线监测仪工频耐受电压试验结果 3.2单总线数字式温度传感器电路设计 3.2.1单总线数字式温度计
对于低压开关柜的过热故障检测我们采用单总线数字式温度传感器，数据传输采用红外线传输方式，以实现高、低压侧的电隔离。由DALLS公司生产的DS1820温度传感器就是常用的一种单总线1W工RE数字温度传感器，可以广泛用于工业、民用、军事等领域的温度测量及控制仪器、测控系统和大型设备中。
1) DS1820温度传感器
DS1820数字温度计提供9位温度读数，指示器件的温度。信息经过单线接口送入DS1820或从DS1820送出，因此从中央处理器到DS1820仅需连接一条线(地线也需要连接)。读写和完成温度变换所需的电源可以由数据线本身提供，而不需要外部电源。每一个DS1820都有唯一的系列号(silicon serial number)，因此多个DS1820可以存在于同一条单线总线上。这允许在许多不同的地方放置温度灵敏器件。此特性的应用范围包括HVAC环境控制，建筑物、设备或机械内的温度检测，以及过程监视和控制中的温度检测。其主要特性有:
独特的单总线接口方式:DS1820与总线连接时，只需1个接口引脚即可实现双向通信;多点Multidrop能力使分布式温度检测应用得以简化;
在使用中不需要任何外部元件可以用正常供电，也可以使用IO寄生供电方式工作，电压范围:+3.0V—+5.5V.测量范围从-55℃至+125℃，增量值为0.5 ℃，等效的华氏温度范围是-67 0F至2570 F，增量值为0.9 0 F;以9位数字的方式读出温度; 在1秒(典型值)内把温度变换为数字;用户可以自设定EEPROM的报警上下限值;告警搜索命令识别和寻址温度超过报警上下限值之外的器件(温度告警情况);支持多点组网功能，多个DS1820可以并联在一起工作，实现多点测温;负压特性，电源极性接反时，温度计不会因发热而烧毁，但不能正常工作。
DS182温度传感器具有体积小，接口方便，传输距离远等特点。DS 1820有三个主要的数据部件:1) 64位激光ROM, 2)温度灵敏元件，3)非易失性温度告警触发器TH和TL。器件从单线的通信取得其电源，在信号线为高电平的时间周期内，把能量贮存在内部的电容器中，在单信号线为低电平的时间期内断开此电源，直到信号线变为高电平重新接上寄生电容电源为止。作为另一种可供选择的方法，DS1820也可用外部5V电源供电。
与DS1820的通信经过一个单线接口，可以将单片机串行输出口与DS1820传感器DQ引脚相连接。在单线接口情况下，在ROM操作约定未建立之前不能使用存贮器和控制操作。如果在单线上有许多器件那么可以挑选出一个特定的器件并给总线上的主机指示存在多少器件及其类型。
一个控制操作命令指示DS1820完成温度测量。该测量的结果将放入DS1820的高速暂存(便笺式)存贮器(Scratchpad memory)，通过发出读暂存存储器内容的存储器操作命令可以读出此结果。每一温度告警触发器TH和TL构成一个字节的
EEPROM。如果不对DS1820施加告警搜索命令，这些寄存器可用作通用用户存储器。
使用存储器操作命令可以写TH和TL。对这些寄存器的读访问通过便笺存储器，所有数据均以最低有效位在前的方式被读写。
2) DS1820的电源与通信
DS1820的电源供电主要有两种方式，一种是外部5V电源供电，将电源接在VDD引脚即可。第二种是器件从单线的通信总线取得电源，即寄生电源。
为了使DS1820能完成准确的温度变换，当温度变换发生时，I/0线上必须提供足够的功率。因为DS1820的工作电流高达1mA，寄生电源供电将使I/0线没有足够的驱动能力，如果几个DS1820在同一条I/0线上而且企图同时变换，那么这一问题将变得特别尖锐。
解决问题的方法是通过使用连接到VDD引脚的外部电源供电。这种方法的优点是在I/0线上不要求强的上拉，总线上主机不需要上拉引脚以便在温度变换期间使线保持高电平。这就允许在变换时间内其它数据在单线上传送，此外在单线总线上可以放置任何数目的DS1820。而且如果它们都使用外部电源，那么通过发出跳过(Skip ROM)命令和接着发出变换(Convert) T命令可以同时完成温度变换。需要注意的只是外部电源处于工作状态，GND地引脚不可悬空。我们在系统设计中就采用外部电源供电。
图3-6 64位激光ROM
每一个DS 1820包括一个唯一的64位长的ROM编码，如图3-8. 64位ROM和ROM操作控制部分允许DS1820作为一个单线器件工作，并遵循单线总线系统的单线协议，直到 ROM操作协议被满足，DS1820控制部分的功能是不可访问的。
总线上的主机根据64位ROM的前56位计算CRC的值并把它与存储在DS 1820内的值进行比较以决定ROM的数据是否已被主机正确地接收。CRC的等效多项式函数为:
CRC== X8+Xs+X4+1
DS1820在使用CRC来确认数据传送的每一种情况中，总线主机必须使用上面给出的多项式函数计算CRC的值并把计算所得的值与存储在64位ROM部分中的8位CRC值
(ROM读数)，或者与DS1820中计算得到的8位CRC值(在读暂存存储器中时，它作为第九个字节被读出)，进行比较。当存储在DS1820内或由DS1820计算得到的CRC值与总线主机产生的值不相符合时，在DS1820内设有电路来阻止命令序列的继续执行。
校验码CRC可以使用如图3-7所示，由一个移位寄存器和“异或”(XOR)门组成的多项式产生器来产生。移位寄存器的所有位被初始化为零，然后从产品系列编码的最低有效位开始，每次移入一位，接着移入序列号。在序列号的第48位进入之后，移位寄存器便包含了CRC值。移入CRC的8位应该使移位寄存器返回至全零。
图3-7单线CRC编码 3) DS1820的报警功能
DS1820通过使用在板((on-board)温度测量专利技术来测量温度。温度测量电路的方框图见图所示。DS1820通过门开通期间内低温度系数振荡器经历的时钟周期个数计数来测量温度，而门开通期由高温度系数振荡器决定。同时计数器用斜率累加器电路所决定的值进行预置。为了对遵循抛物线规律的振荡器温度特性进行补偿，这种电路是必需的。
斜率累加器用于补偿振荡器温度特性的非线性，以产生高分辨率的温度测量。通过改变温度每升高一度，计数器必须经历的计数个数来实行补偿。此计算在DS1820内部完成以提供0. 5 摄氏度的分辨率。温度读数以16位、符号扩展的二进制补码读数形式提供。DS1820以0. 5摄氏度的增量值，在-55摄氏度至++125摄氏度的范围内测量温度。对于应用华氏温度的场合，则需要使用查找表或变换系数。注意，在DS1820中，温度以1/2摄氏度 LSCB(最低有效位)形式表示时，产生以下9位格式，见下图3-8：
图3-8DS1820内数据表示格式
最高有效(符号)位被复制到存储器内两字节的温度寄存器中较高的MSB的所有位，这种“符号扩展”产生了如表3-3所示的16位温度读数。
表3-3温度/数据对应表
在DS 1820完成温度变换之后，温度值与贮存在TH和TL内的触发值相比较。TH或TL的最高有效位直接对应于16位温度寄存器的符号位，如果温度测量的结果高于TH或低于TL，那么器件内告警标志将置位。每次温度测量更新此标志。只要告警标志
置位，DS1820将对告警搜索命令做出响应。这允许并联连接许多DS1820，同时进行温度测量。如果某处温度超过极限，那么可以识别出正在告警的器件并立即将其读出，而不必读出非告警的器件。
3.2.2温度监测模块的其他外围元件 1) CC1000射频芯片的应用
在单总线数字式温度传感系统的设计中，数据采用无线传输方式。为了避免强磁场对数据传输的影响，最好采用高频波段传输。为此我们采用了CC1000来实现这个功能。CC1000是Chipcon公司推出的单片可编程RF收发芯片，它基于Chipcon ISSmart RF技术，是一种高性能、低损耗、高灵敏度的射频芯片。CC1000专用于低功率和低电压类无线电产品，并且很容易通过编程使其工作频率在300-1000MHz范围内，完全满足设计的需求。CC1000的结构示图见图3-9：
图3-9 CC1000简化模块图
CC1000的主要工作参数可由三个串行接口(PDATA, PCLK和PALE)编程设定来控制CC1000处于发送或接收模式。CC1000在一个电路中只能在一种模式下工作。芯片提供信号接口DIO和DCLK，用于收发数据。DIO是双向数据线，DCLK提供数据发送和数据接收的同步时钟。
在接收模式下，CC1000可看成是一个传统的超外差接收器。射频(RF)输入信号经低噪声放大器(LNA)放大后翻转进入混频器，通过混频器混频产生中频(IF)信号。在中频处理阶段，该信号在送入解调器之前被放大和滤波。可选的RSSI信号和IF信号
也可通过混频产生于引脚RSSI/IF。解调后，CC1000从引脚DIO输出解调数字信号，解调信号的同步性由芯片上的PCLK提供的时钟信号完成。
在发送模式下，压控振荡器(VCO)输出的信号直接送入功率放大器(PA)。射频输出是通过加在DIO脚上的数据进行控制的，称为移频键控(FSK)。这种内部T/R切换电路使天线的连接和匹配设计更容易。
当调制数据时，CC1000能被设置成三种不同的数据形式，分别为同步NRZ模式、同步曼彻斯特码模式、异步传输(DART)模式。为了满足电池供电情况下严格的电源损耗要求，CC1000提供了十分方便的电源管理方法。通过MAIN寄存器控制低电平模式，有单独的位控制接收部分、发射部分、频率合成以及晶振。这种独立控制可用来优化在某个应用中最低可能达到的电流损耗。CC1000芯片的其他外围元件较少，且对精度要求不高，所以CC1000与一个微控制器和少数几个外接元件便可组成一个完整的RF收发系统.
图3-10
2) RS485传输模块的选择
我们通过RS-485通讯标准组成设备网络。可供选择RS-485芯片是很多的，我们选用了Maxim公司生产比较成熟的MAX485接口芯片。MAX485接口芯片采用单一电源+5V工作，额定电流为300 p. A，采用半双工通讯方式。它完成将TTL电平转换为RS-485电平的功能。其引脚结构图如图3-13所示。从图中可以看出，MAX485芯片的结构和引脚都非常简单，内部含有一个驱动器
和接收器。RO和DI端分别为接收器的输出和驱动器的输入端，与单片机连接时只需分别与单片机的RXD和TO相连即可;EF和DE引脚分别为接收和发送的使能端，当EF为逻辑0时，器件处于接收状态;当DE为逻辑1时，器件处于发送状态，因为MAX485工作在半双工状态，所以只需用单片机的一个管脚控制这两个引脚即可;A和B引脚分别为接收和发送的差分信号端，当A引脚的电平高于B时，代表发送的数据为1;当A的电平低于B端时，代表发送的数据为0。在与单片机连接时接线非常简单。只需要一个信号控制MAX485的接收和发送即可。同时将A和B端之间加匹配电阻，一般可选1000的电阻。
3.2.3单总线温度监测系统设计
我们采用ATMEL公司生产的AT89C2051单片机与DS1820组成母线温度测量系统。数据传输采用CCl000无线传输，这样就实现了高低压侧的电压隔离。整个温度监测系统分为两个部分:温度监测模块和数据接收转发模块。温度监测模块实现对母线温度的测量，并将测量温度通过CCl000无线传输模块发送出去。数据接收模块接收温度监测模块传送过来的温度数据，并将数据通过RS-485总线送到监控中心。它同样使用CCl000实现数据的接收
AT89C2051单片机是一个带有2K字节EEPROM只读存储器的低压、高性能8位CMOS微型计算机，电路设计中除了供给5V电源外，不再需要增加其他外围电路。而CCl000除了与AT89C2051连接外，还需要单独提供14MHz的晶振和工作在接收、发射模式下的输入/输出配置电路。AT89C2051单片机的P1口是8位双向I/0口，口引脚P1.0,
Pl.1, Pl.2连接到CCl000的三个串行接口(PDATA, PCLK和PALE)，完成对CC10oo的工作模式编程。CCl000发送模式下，采用同步曼彻斯特码模式，引脚DIO接AT89C2051的串行输出引脚TXD，同步时钟信号由AT89C2051的引脚P3. 2接DCLK提供。同样，在接受工作模式下，DCLK提供同步接收时钟，DIO输出数据。
DS1820传感器封装类似于普通三极管，见图3-14中CON3元件。在温度监测模块设计中，DS1820直接采用5V电源供电，数据引脚DQ接AT89C2051串行输入引脚(RXD)，这样需要连接多只DS1820传感器，组成单总线温度监测网络时，只要将DS1820的电源引脚VDD与数据引脚DQ分别并接在5V电源和串行输入引脚(RXD)上即可。
这两个模块组成了实时温度监测系统的硬件网络设备。我们在系统安装调试中，可以扩展多个DS 1820传感器，共用一个数据接受转发模块。由于扩展DS1820传感器时，数据信号线容易受到电压、磁场等外部干扰，易使温度传输出错，实际应用有一定的局限性。它的实际工作性能和抗干扰能力还需要在工作环境下来验证。
3.3两种温度监测硬件设计比较总结
开关柜温度监测的硬件电路主要采用了上述两种方式:光纤式温度传感系统和单总线数字式温度测量系统。两种检测方式分别对应于不同的电压环境，各有自己的优缺点。
对于中压开关柜的温度测量，采用光纤式温度传感系统，保证了系统运行的可靠性与安全性。而且温度测量准确，抗干扰
性，耐压性好。但是开关柜内大量的光纤走线，可能影响开关柜的正常应用。
单总线数字式温度测量系统只能在低压环境下工作，但是抗干扰性好，容易组成大范围的监测网络。利用CC1000组成监测网络时，需要编写大量的网络协议，来实现对温度监测模块的识别，这样就形成了ZigBee无线传感网络的简单模型，增加了工作难度。我们在设计中，采用温度监测模块和数据接收转发模块一一对应的模式，
降低了开发难度。单总线数字式温度测量系统成本低廉，安装简单，是光纤式温度传感器不具备的优势。
4 监测系统软件设计 4.1软件开发平台介绍
开关柜温度监测系统软件是整个系统与工作人员沟通的平台，系统需要长期地运行，并强调系统运行的可靠性，稳定性和易操作性。我们采用Microsoft Windows 2000作为监测系统软件的开发平台。Windows 2000在易使用程度、易管理性、可扩展性、可靠性、灵活性等方面都有相当突出的表现。Windows 2000通过三种途径来确保最大的可靠性和可用性:统一处理硬件和软件系统错误;保护用户程序不会相互干扰和系统干扰;提供数据和系统的恢复机制。至今，Windows 2000仍然得到相当广泛的应用，充分说明了Windows 2000是一个高性能的操作系统。
软件开发使用Microsoft Visual C++ 6.0. Microsoft Visual C++的核心是Microsoft的基础类库(Microsoft Foundation Class Library, MFC)o MFC相当彻底的封装了
Win32软件开发工具包(SDK)中的功能和结构，提供了大量预先编写好的类及支持代码，用于处理多数标准的Windows编程任务。它为应用程序开发者提供了一个应用程序框架(Application Framework)，这使得可以完全使用面向对象的方法来开发Windows应用程序。
4.2软件总体设计
对于企业应用于安全性领域的系统软件，不仅需要应对各种突发性情况，还要考虑到用户的可操作性，最重要的是软件在运行中的稳定性与可靠性。温度监测系统软件是个多任务操作软件，例如通过RS-232串行总线实现对监测网络硬件设备的控制与通信;实时数据的存储;以曲线形式实时显示测试数据;历史数据的查询、曲线显示以及操作记录等。为了在完成这些任务的同时，主控制界面能够实时的处理用户的输入，始终保持工作状态，一种比较好的方法就是采用多线程的编程模式。
4.2.1多线程的编程模式
Windows2000是一个多任务的操作系统，它支持多线程的应用程序。进程总是以一个线程(称为主线程)作为开始。如果需要，进程可以产生更多的线程，让CPU在同一时间执行不同段落的代码。当然，在只有一个CPU的情况下，不可能真正有多任务同时执行的情况发生。多个线程同时工作主要是靠调度程序来完成的，它在不同的线程之间做快速的切换操作。当然，线程并不是越多越好，线程的切换需要耗费大量的系统资源。相对于单线程来说，单线程只能顺序的执行程序代码，同时只能对一个任务
进行处理，这样对多任务的实时操作系统来说，单线程就不能满足系统的需要，只能采用多线程编程。
图4-1主线程的流程图
Windows提供了两种类型的线程:一种是用户界面线程;另一种是工作线程，也称为辅助线程。这两种线程均为MFC类库所支持。用户界面线程的特点是拥有单独的消息队列，可以具有自己的窗口界面，能够对用户输入和事件做出响应。
在应用程序中，根据用户界面线程具有消息队列这一特点，可以使之循环等待某一事件发生后在进行处理。由于
Windows2000是优先多任务的操作系统，即使一个线程因等待某事件而阻塞，其他线程仍然可以继续执行。工作线程常用于处理后台任务，执行这些后台任务并不会耽搁用户对应用程序的使用，即用户操作无需等待后台任务的完成。在监测系统软件设计过程中，主线程(用户界面线程)处于中枢地位，其执行流程如图,此外还有3个辅助线程，用于处理后台任务，响应用户的操作命令。执行流程如图4-2所示，当程序运行后，首先启动主线程。用户登录成功后，主线程启动主控制界面，完成相关的初始化工作，并启动辅助线程1。辅助线程1在程序的运行过程中一直都在循环执行，它根据需要监测开关柜数目的不同，执行一次的时间也不同，为(60/(开关柜数目))) S。辅助线程1每执行一次，只监测一个开关柜的温度数据，所有开关柜监测的循环时间为60S。辅助线程1采用循环执行的方式，上位机从RS-232串口读取数据，进行数据分析并存储后，主动放弃剩余时间片，跳出线程，等待下一次监测循环的开始。
图4-2辅助线程流程图
辅助线程2和辅助线程3都是通过用户操作来启动的。这两个线程都用于用户对存储于工控机中的数据进行查看。当通过软件对数据库中的大量数据进行读取时，会耗费大量的系统资源。如果采用主线程操作，用户必须等待读取数据后台操作完成后，才能进行其它操作，因为大量数据的读取是很慢的。采用辅助线程后，用户可以在等待数据读取的时间内做其它的操作。跟辅助线程1不同，辅助线程2和辅助线程3采用顺序执行的方式，数据读取完毕后，向主线程发送一个表示结束的信息，辅助线程结束。主线程收到这个结束消息后，5秒钟之后可以再次启动辅助线程2或3进行数据库操作。当操作人员关闭程序的时候，主线程需要完成保存数据、关闭设备、释放占有的资源等操作，确保进程安全结束。
4.2.2线程间的通信
通过对软件的多线程编程，一个重要的问题就是线程之间的相互通信。Visual C++6.0 MFC直接支持三种通信方式:使用全局变量；使用用户自定义消息:使用事件对象。在本次软件设计中主要采用了前两种，下面依次介绍之。
一、采用全局变量通信
最简单、最有效的方法就是采用全局变量，因为所有的线程都在它们的进程地址空间中执行代码，故都可以访问所有的全局变量。在程序的设计中，主线程向辅助线程的通信的采用了全局变量volatile int kgg(当前监测的全部开关柜的数量)。在程序运行的过程中，所监测的开关柜的数目是一定的，在程序的安装
过程中就已经设置好的变量。主线程开启辅助线程1以后，需要按照开关柜的数目kgg依次访问开关柜的温度采集模块，并在主窗口循环显示当前正在监测的开关柜以及采集回来的温度值。辅助线程1是循环执行的，kgg设置好后，辅助线程每执行一次的时间就被定在(60/kgg) S。如果辅助线程在循环执行某个任务，而主线程需要向辅助线程传递某些信息时，全局变量是最简单、最有效的。需要注意的是，用于通信的全局变量应该声明为volatile，它告诉编译器不要对该变量作任何优化，并且总是重新加载来自该变量的内存单元的值。如果辅助线程要向主线程传递某些信息时，最好的方式应该是采用Windows消息。
二、用户自定义消息通信方式
Windows消息是辅助线程与主线程通信的首选方法，因为主线程总是有消息循环。主线程应该有一个窗口(可见或者不可见)。为了向主线程发送消息，辅助线程必须获得指向该窗口的句柄。如何获得该窗口的句柄、怎样发送和发送什么类型的消息，是最重要的问题。在主线程中可以通过调用AfxBeginThread函数来启动辅助线程，并向辅助线程传递窗口句柄。在此次程序设计中，辅助线程1是在主线程的定时器函数中，通过调用函数
AfxBeginThread(ThreadFuccom, GetSafeHwnd()，
THREA几PRIORITY-ABOVE-NORMAL);
来启动。AfxBeginThread函数的第一个参数是函数指针，它指向辅助线程1所要执行的函数。该函数是用户自定义的，以辅助线程形式调用，用于实现后台服务的。它相当于C/C十+程序
中的主函数，且应该是全局函数或者是C++类的静态(static)成员函数。定义成如下的形式:
DINT ThreadFuccom(LPVOID pParam)
{//pParam参数是一个32位的指向不确定类型的指针变量，它可以用来传递刀任何信息。
…
//完成对温度采集模块的访问工作，采集数据并进行分析、显示、报警、存储
Return 0}
第二个参数通过GetSafeHwnd()函数获取主控界面的窗口句柄并将其传递给线程函数，第三个参数是线程的优先级代码。Windows将根据线程的优先级来分配时间。
辅助线程1启动后，需要通过Windows消息来跟主线程通信。在开关柜监测软件程序设计中，调用::PostMessage ((HWND) pParam, WM-THREADCOM, 0, 0)函数来发送消息。
PostMessage函数的第一个参数是目标窗口的句柄，第二个参数是消息类型，在一般的应用中，这个消息为用户的自定义的消息。第三个和第四个参数是该消息的附带信息。在这里，消息传递没有附加任何信息，故设置为0。辅助线程消息发送后，目标窗口自动调用用户自定义的消息响应函数。辅助线程2, 3与主线程的通信方式与上述方式类似。
4.2.3多线程编程设计要点
结合此次开关柜温度监测软件的设计过程，在采用多线程的编程模式时，应当注意如下问题。
一、线程的优先级设置
在Windows 2000下，CPU调度单位是线程。如果所有的线程都具有相同的优先级，那么每个线程被CPU“照顾”的时间(即所谓的时间片)是20ms。实际上线程的优先级是不同的。调度程序根据线程优先级的高低，决定下一个获得CPU时间的线程。我们在开关柜程序设计中主要应用了4个线程，如上文所介绍的，其中主线程作为用户界面线程，拥有比辅助线程更高的优先级0当它调用GetMessage函数而其消息队列是空的时候，进入暂停状态(也称为不可调度状态)。此时尽管它的优先级很高，但调度程序不会给它分配CPU时间。当主线程中有输入消息等待处理时，调度系统会暂时提高它的优先级，故在其他3个辅助线程运行的同时，主线程能及时地处理用户的输入请求。辅助线程1需要不停的对硬件监控网络发送和接收数据，实时产生报警信号，所以将它的优先级设置为比正常优先级高一个等级。辅助线程2, 3主要用于从数据中读取数据、并显示，实时性要求不高，故将其优先级设置为正常的优先级。
Windows2000是一个抢占式的操作系统，高优先级的线程会抢在低优先级进程之前运行。因此只要在辅助线程1中不调用Sleep函数进入不可调度状态，这个线程就会一直运行。只有当辅助线程1进入不可调度状态后，辅助线程2和3才有机会被调度运行。这样的优先级设置确保了应用程序在实时处理外部输入，完成后台任务的同时，能够及时响应用户的输入。
二、线程的同步
线程的执行是异步的，我们无法预期线程的执行次序，正是由于这种不可预期性造成了所谓的竞争条件(race condition)。如果有两个线程同时读写一个全局变量，就有可能产生竞争条件。另一个可能产生的问题就是死锁(dead lock)。死锁就是两个线程相互占有对方需要的资源，而互相等待对方释放资源，结果造成线程不能得到资源而停止运行。为了解决这些问题，必须采用相应的措施协调各个线程的执行次序。Windows提供了四种同步机制，他们分别是临界区，互斥体，信号量和事件。临界区只能在某一个进程的内部实现访问控制。如果需要在不同的进程之间控制数据的访问，那么就需要互斥体或信号量。事件是 Windows的一种内核对象，它通过发信号表示某一操作己经完成。使用事件同步线程的时候，首先要创立一个事件，然后调用等待函数来等待另一个线程完成某一操作。当另一个线程执行完某一操作后，此线程必须通过设置事件的信号位来通知等待线程。事件同步可以设置最长等待时间，这就不会出现因为系统异常而导致死锁。
在本次的程序设计中，把程序中使用的全局变量放入临界区，实现线程对全局资源的同步访问。MFC提供的CCriticalSection类实现了临界区的功能，其用法如下:
CCriticalSection g_cs. Lock();
g_ cs;//全局的CCriticalSection类对象 // 要保护的全局变量
g_cs. Unlock();
当有一个线程正在访问全局变量时，其余需要访问此全局变量的线程会阻塞在Lock)的调用上，直到访问全局变量的线程调用Unlock()函数。这就实现了“以原子操作方式”使用共享资源的一种方法。使用临界区要注意以下两点:第一，不要把长时间运行的代码放入临界区中，这样会使一些线程长期处于等待状态，影响应用程序的性能。第二，尽量为每一个共享资源使用CCriticalSection对
三、辅助线程不要涉及图形设备接口(GDI)对象
GDI(Graphics Device Interface)是Windows操作系统的核心部分，管理Windows程序的所有图形输出。Windows使用GDI绘制用户界面元素，诸如窗口、菜单和对话框等。辅助线程不能涉及GDI对象意味着不可以查询、设置控件的状态，不能创建对话框等。要完成这些任务，唯一的方法就是向主线程发送消息。在这里，辅助线程1,2, 3只完成一些后台的工作，数据显示等与GDI相关的操作由主线程负责。
四、确保在进程结束之前，终止所有的辅助线程，终止辅助线程最好的方法就是让线程函数返回，即执行到return 0，这是确保线程所占有的资源被正确清除的唯一办法。在应用程序结束之前释放其占有的资源是一种良好的编程风格。如果线程函数能够返回，就可以确保下列事项的实现：
在线程函数中创建的所有C++对象均可通过它们的结构函数被正确；操作系统将正确释放线程堆栈使用的内存；操作系统将线程的退出代码(在线程内核对象中维护)设置为线程函数的返回
值；操作系统将递减线程内核对象的使用计数。如果使用计数降为0，线程的内核对象就会被撤销。
在程序运行过程中，辅助线程1一直在循环运行，如果不采取措施，线程函数不会返回。在线程结束之前，主线程会采取措施迫使辅助线程1跳出循环，使线程函数返回。辅助线程2, 3顺序执行，在进程结束之前，在主线程中可以调用等待函数::WaitForSingleObject(hThread,5000)，确保辅助线程终止运行。该函数的第一个参数是辅助线程的句柄，第二个参数是要等待的时间，这里要等待5秒。此时主线程进入等待状态，直到辅助线程终止运行。辅助线程2, 3终止运行后主线程继续运行，完成相关操作后，程序执行完毕。
4.3软件功能模块设计
以上从宏观方面分析了开关柜温度监测软件的总体结构和线程的执行过程，下面我们从功能上来对软件进行介绍，更加细致的分析软件的设计。根据委托方的要求，为了方便开关柜温度监测系统的推广和应用，监测软件可以通过设置，监测3-6个开关柜。操作人员只需要在第一次安装软件时，设置好需要监测的开关柜即可，以后软件的运行将不需要重新设置。开关柜监测数目设计窗口如图4-3所示。温度监测软件对于不同的开关柜监测数目，对应不同的操作界面与系统功能，我们以监测三个开关柜为例介绍系统的功能模块，监测4, 5, 6个开关柜时系统设计类似。
图4-3开关柜监测数目设置
开关柜温度监测系统软件可以分为温度显示控制、温度报警、开关柜温度管理、RS-232通信、数据库操作5大功能模块。各个模块虽然功能不同，但是模块之间并非独立运行的，它们是相互配合的整体，相互通信，相互依存。这些模块和相应的接口共同完成开关柜温度监测的任务。
图4-4温度显示控制模块功能图
温度显示控制模块，温度显示控制模块组成了开关柜温度监测软件的主界面，也是整个系统的核心。在程序设计中，它对应于C++类的CMyDlg, CMyDlg类派生于CDialogo CDialog类是在屏幕上显示的对话框基类。当程序开始运行的时候，第一个实例化的类就是CMyDlg类，它的功能如图4-4所示：
温度显示控制模块的主要功能是创建程序主窗口，但在主窗口初始化之前，为了程序操作的安全性，需要先进行操作人员身份验证，见图4-5。
如图图4-5
输入用户名和密码后，系统自动根据用户名从数据库中读取匹配的用户名和对应密码，如果用户不存在，系统会自动提示用户输入错误。用户登录成功后，系统会从数据库中读取用户的操作权限，普通登录用户(normal)的功能操作会受到限制。每次程序运行，都有三次登陆机会，如果登陆不成功，软件需要重新运行。
静态文本显示(类CFontStatic实现此功能)、功能按钮(此功能由类CTrackLookBut七。n实现)、状态灯(由类CLight实现)。按照功能可以将主界面划分为系统功能、开关柜温度显
示、报警检测三个主要区域。系统功能由六个功能按钮组成，其中系统模块检测功能在系统运行后，自动对温度采集硬件模块进行通信检测。
开关柜温度监测软件会依次向下位机发送命令帧数据，通过能否接收到响应帧数据来判断是否硬件通信出错。如果出错，会弹出错误报警窗口，提示工作人员进行检查。系统对下位机通信检测一遍后，按钮提示变为模块停止检测，即系统停止检测，如果需要重新检测，只需要重新按下按钮即可。
开关柜温度显示功能有两种方式来实现。在主控制界面上，开关柜温度显示区域循环显示所有正在监测开关柜的温度数据。循环的时间周期为60S，每个开关柜监测温度的显示时间为60/kgg(监测开关柜的数目)S，温度显示标题会对应开关柜自动改变。如果某开关柜通信出错，则自动跳过。其次，我们可以通过系统功能按钮来查看具体开关柜的实时温度。点击实时温度监测按钮，会弹出开关柜温度实时监测对话框，如图4-5所示。我们可以选择想要查看的开关柜，
系统会自动读取、显示开关柜的实时监测温度。具体传感器的温度还可以以曲线形式表示出来。点击开关柜的对应传感器，弹出一个新的对话框，可以显示对应传感器在最近一个小时内的温度变化曲线(上)和温度斜率变化曲线(下)。正常情况下，数据是以绿色LED显示的，当温度数据超过最高允许温度值，数据变为橙色，向操作人员报警提示。在程序设计中，根据实际的监测要求，每个开关柜最多可以监测6路温度数据。
主控制界面创建后，首先对RS-232串口进行初始化，然后启动系统检测模块程序。开关柜监测系统通过RS-232串口组成监测网络，但是RS-232串口同时只能由一个程序占用，否则会初始化不成功，报警出错。初始化过程还需要完成与数据库的连接。数据库是系统的重要组成部分，不但需要将检测到的开关柜温度保存到数据库中以便操作人员查询，开关柜温度报警限值和登录用户名也都以数据库的方式进行保存。主控界面的第二个主要功能就是消息处理。VC中消息的来源主要有两个，第一主要是由用户输入产生，它由MFC自带的消息定义，通过对用户操作添加相应的消息映射函数即可实现。第二是自定义消息。自定义消息的处理比较复杂，它无法使用Visual C++的Class Wizard工具为消息编写映射函数。它需要自己添加消息，手工编写消息处理程序代码。自定义的消息主要用来实现辅助线程与主线程之间，父窗口与子窗口之间的通信
为了提高系统的操作安全性，可靠性，防止误操作和非法操作，为了操作人员能够随时查询系统状态和操作记录，这里采用了重要操作需要管理员身份验证的方法，同时借鉴了数据库、操作系统中日志的设计思想。程序起始运行，就需要用户登录系统，同时将登录用户名以及登录时间保存在日志中。用户在对报警参数设置、温度采集模块地址修改和对用户帐户操作时，均需要具有管理员(admin)操作权限的用户登录，同时将修改纪录保存在日志中。普通(normal)用户不能对以上三种功能进行操作。系统的运行状态(例如温度报警时间、类型等)都会在系统日志中纪录。所有的日志信息都保存在类CString的对象m_sLog中。CString类似于字符串的操作，它最重要的特性是具有动态分配
内存的能力。在程序运行的时候，所有的系统状态和操作记录都保存在m slog中。我们以温度报警限值的设置为例，说明将此操作保存
到日志中的过程，在系统运行的过程中，用户可以随时查看本次和历史日志。当系统退出时，会提示用户是否将本次日志保存到磁盘上的文本文件中，供日后参考。图4-6显示了系统记录的部分日志:
图4-6系统日志
系统功能模块还可以实现对历史数据的查看。历史数据有两种查看方式:通过菜单项中数据库查看功能，或者系统功能按钮历史温度曲线查看。对数据库的操作可以查看具体一天的温度数据，由于数据量太大，对数据的查看体现不出温度变化的整体趋势。而对历史数据的曲线查看功能更具有直观性和实际应用意义，通过查看当天的温度变化和温升速率，可以清楚地知道一天中负载的变化，就能根据具体情况适当调整供电功率。开关柜历史温度曲线如图4-7示。历史曲线查询中还能显示当天的最高以及最低温度。
图4-7历史温度曲线查询窗口
开关柜温度监测系统的目的是实现对突发情况的预报警，通过对历史温度变化的比较，可以更加准确的实现温度报警参数的设置，也可以提高变电站对一年，一天中用电高峰的应对能力。
在显示控制模块中，一个重要的系统功能为温度采集模块地址修改设置。下位机使用光纤温度在线监测仪与监控中心通信时，每个光纤温度在线监测仪的地址是已经设定好而且不能更改
的。在温度监测系统软件的设计中，对每个光纤温度在线监测仪的访问地址也是预先设定好，与硬件系统一一对应的。系统运行中，如果某个光纤温度在线监测仪出错坏掉，更换新的硬件后，监测软件会因为访问地址的不匹配，而无法访问新的硬件。这就需要操作人员根据新硬件的物理地址，重新对温度监测系统软件的访问地址进行设置。设置完成后，最好启动系统模块检测功能，以确定地址设置是否正确。
4.3.1温度报警功能的实现
开关柜温度报警功能是由开关柜温度管理模块和报警模块共同实现的。开关柜温度管理模块主要实现对开关柜报警限值的设置，而开关柜报警限值是测量温度分析、报警的依据，它只能由具有管理员(admin)操作权限的用户设置。设置报警限值是一项重要的工作，报警限值的准确与否直接影响到该系统软件工作的实用程度。在实际应用中，我们要对每个开关柜中的每个传感器进行设置。报警限值是保存在数据库中的，每次对报警限值的设置都会更新数据库中的对应数据。程序中设计有一个内存缓冲区，监测软件初始化时，自动将数据库中读取报警限值放在缓冲区中。这样在对温度数据进行分析时只要从缓冲区中读取数据即可，不再需要频繁的操作数据库。更新报警限值时，同时将新的数据更新缓冲区中对应的数据。这就保证了数据分析的准确性。
开关柜报警限值是在子窗口中设置的，这样就需要实现子窗口与父窗口(主界面窗口)之间的数据传递。由于报警限值在多个窗口之间用到，我们采用全局变量的通信方式，将报警限值缓冲区设置为volatile型的全局变量。这样系统总是重新加载来自
该变量的内存单元的值，保证了报警限值及时更新。为了方便查阅，报警限值的设置操作被保存在日志中。
开关柜温度报警模块是温度监测系统软件应用的最直接体现。它提醒工作人员及时处理突发情况，预判高温事故的发生。根据开关柜产生温度过热的原因以及平常事故处理的经验，温度报警主要有以下三种报警情况:母线接头等温度过热报警;温升过快报警;三相电相间温差报警。温度上升的速率过快，说明测点电流过大，可能会使测点温度过热，引发事故，故需要温升报警，避免事故发生。三相相间温差报警是工作人员在大量实践工作中得出来的经验。三相电供电中，如果A; B, C三相电其中一相短路或者负载过大，会引起电流不平衡，使开关柜中该相母线触点温度急剧上升，与其他两相母线间温度差别很大，可能发生故障，需要及时处理。
开关柜温度监测系统软件的报警方式主要有两种，一种是声音报警，另外一种是状态灯变色和LED温度显示变色报警。Windows提供了三个特殊的播放声音的高级音频函
数:MessageBeep, PlaySound和sndPlaySound。这三个函数可以满足播放波形声音的一般需要，但它们只能播放的WAVE文件(波形声音文件)，而且文件的大小不能超过100KB。
这是因为在报警程序中将使用多媒体功能呼叫，而内定的项目中又不包括多媒体链接库文件。不然连结程序会报告错误信息，表明音频函数不可用LED温度显示变色报警在系统主操作界面和开关柜温度实时监测对话框中的温度显示部分都有实现。正常情况下，LED数字是以绿色显示的，在温度过热报警时，数字显示为红色。状态灯变色报警跟三种报警情况一一对应。状态灯
是由类CLight实现的，初始化为灰色，只有当软件接受到温度数据，经过判断后，才会在正常时显示为绿色，报警状态下显示为橙色。在程序的设计中，主界面状态灯报警显示是以单个开关柜为单位的，只要开关柜内有一处报警，对应开关柜的相应类型状态灯就开始报警。开关柜内具体报警情况，可以在开关柜温度实时监测对话框中查看。它会具体显示报警传感器以及报警类型。系统报警的流程图如4-8所示。系统报警的具体情况也会在日志中记录下来。
图4-8系统报警流程图 4.3.2通信模块编程
RS-232串口通信是广泛应用于PC机与微控制器之间的串口通信模式。每一台PC都有一个或者多个RS-232接口。RS-232通信在我们的系统应用中有以下几个优点:连接距离可以达到15m，可以应用于短距离的数据通信;连接方式简单，对于双向连接，只需要3条导线(GND, RxD和TxD);在Windows平台下对串行口编程的简单化。实际应用中，RS-232通信是不能满足工程需求的，下位机监测网点通信我们采用RS-485串口通信标准。RS-485串口标准是针对RS-232的不足，而发展的新的接口标准，利用平衡双绞线作传输线实现多点通讯。RS-485采用差分信号进行传输，具有以下特点：
1) RS-485的电气特性:逻辑“1\"以两线间的电压差为+(2-6) V表示;逻辑“0”以两线间的电压差为一((2-6) V表示。接口信号电平比RS-232-C降低了就不易损坏接口电路的芯片，且该电平与TTL电平兼容，可方便与TTL电路连接。
2) RS-485的数据最高传输速率为10Mpa
3) RS-485接口是采用平衡驱动器和差分接收器的组合，抗共模干能力增强，即抗噪声干扰性好。
4) RS-485接口的最大传输距离标准值为4000英尺，实际上可达3000米，另外RS-232接口在总线上只允许连接1个收发器，即单站能力。而RS-485接口在总线上是允许连接多达128个收发器。即具有多站能力，这样用户可以利用单一的RS-485接口方便地建立设备网络。
由此可见，RS-485协议正是针对远距离、高灵敏度、多点通讯制定的标准协议因此在对串口程序编写时，只需要实现对RS-232接口的读写功能即可。编写串行通信程序在DOS时代是一件相当复杂的工作，但Windows平台先进的ActiveX技术使我们在对串行口编程时只需要编写少量的代码，就可以轻松高效地完成任务。ActiveX是Windows下进行应用程序开发的崭新技术，它的核心内容是组件对象模型COM(Component Object Model)。应用程序通过ActiveX控件提供的接口来访问ActiveX控件的功能。
4.4本章小结
监测软件是工作人员与监测系统交流的平台，本章从软件的线程设计和模块功能设计两个方面介绍了系统监测软件的设计过程。线程是软件模块功能的内部执行方式，多线程的程序设计方式大大提高了软件的执行效率，增强了软件设计的合理性。系统的模块功能设计简单、容易操作，而且许多功能的内部编程是通
过辅助线程来实现的，多线程编程已经是实现高效程序编写的重要方式。
5 监测系统的运行及调试 5.1监测系统软件的功能调试
开关柜温度监测系统是对高危环境下的安全监测工程的开发，它的运行需要稳定性，安全性、保证系统的可靠工作。工程应用中的光纤温度传感器已经通过“中国计量科学研究院”的测试。软件的实现也经过不停的实验、修改与长时间的运行来检测它的可靠性。在软件的开发过程中，功能调试主要体现在三个方面:一是数据库中数据的存储与读取;二是报警功能的实现;三是RS-485通信的可靠性。
系统的报警功能是与数据库紧密联系的，初始化时报警限值参数从数据库中读取。由于报警可以在多个窗口中同时实现，需要利用窗口间消息的传递以及全局变量来实现报警的同步性。在使用自定义消息传递时，许多时候并不能实现预想的功能。究其原因，自定义消息只能在父窗口与子窗口之间传递，但不能实现在毫无关联窗口之间的信息传递。MFC的特定消息WM COMMAND可以弥补上述功能缺陷，它是 MFC自定义的消息，但是用法与用户定义消息类似。
RS-485总线在应用中通过四芯的屏蔽电缆进行数据通信，虽然可以屏蔽掉大量的干扰因素，但是实际通信过程中，仍然会出现少量的数据丢失。主要原因是信号通道与各支路间有多个节点，节点连结处没有屏蔽性，信号在各支路末端与节点处反射后与原信号叠加，造成信号质量下降。开关柜温度监测是短距离、
低功率的信号传输，而且具有极低的传输速率，传输网络仍然可以正常的工作。对于低速的数据传输和对温度监测要求并不高的准确性，少量数据的丢失不会影响系统的正常操作。
6 总结
本文基于开关柜温度监测系统的设计，论证了监测系统开发的紧迫性、必要性，并详细的讲述了系统硬件和软件的设计。硬件设计中，主要采用了两种测温方式：光纤式温度传感器和单总线数字式温度测量方式。光纤式温度传感器实现了在高温、高压环境下对母线温度的精确测量，是一种高性价比的测量方式。数字式温度传感器利用DS1820实现温度的测量，并通过CC1000无线模块实现数据的传输，避免了高温、高压、强磁场对数据传输的影响。
系统软件设计总体实现了开关柜温度报警、温升报警和相间温差报警的功能，提供给开关柜检修的直观依据，减轻了定期检修的繁重劳动，增加了报警的实时性。系统将检测到的温度保存在数据库中，并可以用曲线表示出来。操作人员不但能够查看当前的温度变化曲线，还可以查看历史温度数据变化曲线。温度数据的保存，方便了对开关柜运行情况的分析，为电力系统负载大小的分析提供了判别依据。
由于开关柜温度监测系统的设计还处于初级阶段，它在以下几个方面还需要改进：光纤温度传感器的接触测温与光纤走线可能会引起潜在的危险，需要改进为不接触测温。系统设计中对开关柜内温度测点的数目是一定的，不能监测整个开关柜的发热情
况。如果增加温度测点，系统成本会急剧上升，我们需要在控制成本的前提下，对整个开关柜进行监控。
完善单总线数字式温度传感器。数据的无线传输避免了走线的麻烦，方便了安装。优化、完善数据库的设计。随着研究的深入，需要进一步提高系统性能。高质量的代码对系统性能的提高起到重要作用。
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翻译部分 英文原文
Substation automation IED integration and availability of information
ELECTRIC UTILITY DEREGULATION, economic pressures forcing downsizing, and the marketplace pressures of potential takeovers have forced utilities to examine their operational and organizational practices.
Utilities are realizing that they must shift their focus to customer service. Customer service requirements all point to one key element: information, i.e., the right amount of information to the right person or computer within the right amount of time. The flow of information requires data communication over extended networks of systems and users. In fact, utilities are becoming among the largest users of data and are the largest users of real-time information.
The advent of industry deregulation has placed greater emphasis on the availability of information, the analysis of this information, and the subsequent decision-making to optimize system operation in a competitive environment. Intelligent electronic devices (IEDs) being implemented in substations today contain valuable information, both operational and
nonoperational, needed by many user groups within the utility. The challenge facing utilities is determining a standard integration architecture that meets the utility’s specific needs, can extract the desired operational and nonoperational information, and deliver this information to the users who have applications to analyze the information.
Levels of Integration and Automation
Substation integration and automation can be broken down into five levels, as shown in Figure 1. The lowest level is the power system equipment, such as transformers and circuit breakers. The middle three levels are IED implementation, IED integration, and substation automation applications. All electric utilities are implementing IEDs in their substations. The focus today is on the integration of the IEDs. Once this is done, the focus will shift to what automation applications should run at the substation level. The
highest level is the utility enterprise, and there are multiple functional data paths from the substation to the utility enterprise.
Since substation integration and automation
technology is fairly new, there are no industry standard definitions, except for the definition of an IED. The industry standard definition of an IED is given below, as well as definitions for substation integration and substation automation.
✔ IED: Any device incorporating one or more processors with the capability to receive or send data/control from or to an external source (e.g., electronic multifunction meters, digital relays, controllers). An example of a relay IED is shown in Figure 2.
✔ Substation integration: Integration of protection, control, and data acquisition functions into a minimal number of platforms to reduce capital and operating costs, reduce panel and control room space, and eliminate redundant equipment and databases.
figure 1. Five levels of substation integration and automation.
figure 2. Three functional data paths from substation to utility enterprise.
Data Warehouse
The corporate data warehouse enables users to access substation data while maintaining a firewall to substation control and operation functions. Both operational and nonoperational data is needed in the data warehouse. To size the data warehouse, the utility must determine who the users of the substation automation system data are, the nature of their
application, the type of data needed, how often the data is needed, and the frequency of update required for each user. Examples of user groups within a utility are substation design engineering, protective relay engineering, protective relay technicians, substation metering, substation operations, control center operations, engineering planning, transmission and distribution engineering, power quality, substation test, substation maintenance, predictive maintenance, communications engineering, SCADA, feeder automation, and information technology.
SA System Functional Architecture Diagram The functional architecture diagram in Figure 4 shows the three functional data paths from the substation to the utility enterprise, as well as the SCADA system and the data warehouse. The operational data path to the SCADA system utilizes the communication
protocol presently supported by the SCADA system. The nonoperational data path to the data warehouse conveys the IED nonoperational data from the SA system to the data warehouse, either being pulled by a data warehouse application from the SA system or being pushed from the SA system to the data warehouse based on an event trigger or time. The remote access path to the
substation utilizes a dial-in telephone connection. The global positioning system (GPS) satellite clock time reference isshown, providing a time reference for the SA system and IEDs in the substation. The PC provides the graphical user interface (GUI) and the historical information system for archiving operational and nonoperational data. The SCADA interface knows which SA system points are sent to the SCADA system, as well as the SCADA system protocol. The local area network(LAN) enabled IEDs can be directly connected to the SA LAN. The non-LAN enabled IEDs require a network interface module (NIM) for protocol and physical interface conversion. The IEDs can have various applications, such as equipment condition monitoring (ECM) and relaying, as well as direct (or hardwired) input/output (I/O).
figure 3. SA system functional architecture diagram. New Versus Existing Substations
The design of new substations has the advantage of starting with a blank sheet of paper. The new substation will typically have many IEDs for different functions, and the majority of operational data for the SCADA system will come from these IEDs. The IEDs will be integrated with digital two-way communications. The small amount of direct input/output (hardwired) can be acquired using programmable logic controllers (PLCs). Typically, there are no conventional remote terminal units (RTUs) in new substations. The RTU functionality is addressed using IEDs, PLCs, and an integration network using digital communications. In existing substations, there are several alternative approaches, depending on whether or not the substation has a conventional RTU installed. The utility has three choices for their existing conventional substation RTUs:
✔ Integrate RTU with IEDs: Many utilities have integrated IEDs with existing conventional RTUs, provided the RTUs support communications with downstream devices and support IED communication protocols. This integration approach works well for the operational data path but does not support the nonoperational and remote-access data paths. The latter two data paths must be done outside of the conventional RTU.
✔ Integrate RTU as another substation IED: If the utility desires to keep its conventional RTU, the preferred approach is to integrate the RTU in the substation integration architecture as another IED. In this way, the RTU can be retired easily as the RTU hardwired direct input/output transitions to come primarily from the IEDs.
Equipment Condition Monitoring
Many electric utilities have employed ECM to maintain electric equipment in top operating condition while minimizing the number of interruptions. With ECM, equipment-operating parameters are automatically tracked to detect the emergence of various abnormal operating conditions. This allows substation
operations personnel to take timely action when needed to improve reliability and extend equipment life.This approach is applied most frequently to substation transformers and high voltage electric supply circuit breakers to minimize the maintenance costs of these devices, as well as improve their availability and extend their useful life.
Equipment availability and reliability may be improved by reducing the amount of offline maintenance and testing required, as well as reducing the number of
equipment failures. To be truly effective, equipment condition monitoring should be part of an overall condition-based maintenance strategy that is properly designed and integrated into the regular maintenance program.
ECM IEDs are being implemented by many utilities. In most implementations, the communication link to the IED is via a dial-up telephone line. To facilitate
integrating these IEDs into the substation architecture, the ECM IEDs must support at least one of today’s widely used IED protocols: Modbus, Modbus Plus, or Distributed Network Protocol version 3 (DNP3). In addition, a migration path to utility communications architecture version 2(UCA2) manufacturing message specification (MMS) protocol is desired. If the ECM IEDs can be integrated into the substation architecture, the operational data will have a path to the SCADA system, and the nonoperational data will have a path to the utility’s data warehouse. In this way, the users and systems throughout the utility that need this
information will have access to it. Once the information is brought out of the substation and into the SCADA system and data warehouse, users can share the information in the utility. The “private” databases that result in islands of automation will go away.
Therefore, the goal of ever utility is to integrate these ECM IEDs into a standard substation integration architecture so that both operational and nonoperational information from the IEDs can be shared by utility users.
Substation Automation Training Simulator
One of the challenges for electric utilities when implementing substation automation for the first time is to create “buy-in” for the new technology within the utility. The more people know about a subject the more comfortable they feel and the better the chance they will use the technology. It is much easier and less stressful to learn about substation automation technology in a training environment, away from the substation, than on a system installed in an energized substation. For these reasons, many utilities purchase a substation automation training simulator (SATS), which is an identical configuration to that installed in substations. The main difference is that the SATS includes at least one of every kind of IED installed in all substations. In addition to training, SATS is used for application development and testing of new IEDs.
Protocol Fundamentals
A communication protocol allows communication between two devices. The devices must have the same
protocol (and version) implemented. Any protocol differences will result in communication errors.
If the communication devices and protocols are from the same supplier, i.e., where a supplier has developed a unique protocol to utilize all the capabilities of the two devices, it is unlikely the devices will have trouble communicating. By using a unique protocol of one supplier, a utility can maximize the device’s
functionality and see a greater return on its investment; however, the unique protocol will constrain the utility to one supplier for support and purchase of future devices.
If the communication devices are from the same supplier but the protocol is an industry-standard protocol supported by the device supplier, the devices should not have trouble communicating. The device supplier has designed its devices to operate with the standard protocol and communicate with other devices using the same protocol and version. By using a standard protocol, the utility may purchase equipment from any supplier that supports the protocol and, therefore, can comparison-shop for the best prices.
Industry-standard protocols typically require more overhead than a supplier’s unique protocol. Standard protocols often require a higher speed channel than a
supplier’s unique protocol for the same efficiency or information throughput. However, high-speed
communication channels are more prevalent today and may provide adequate efficiency when using industry standard protocols. UCA2 MMS is designed to operate efficiently over 10 Mb/s switched or100 Mb/s shared or switched Ethernet. If a utility is considering UCA2 MMS as its protocol of choice, a prerequisite should be installation of high-speed communications. If the utility’s plan is to continue with a communication infrastructure operating at 1,200 to 9,600 b/s, the better choice for an industry-standard protocol would be DNP3.
A utility may not be able to utilize all of a device’s functionality using an industry standard protocol. If a device was designed before the industry standard protocol, the protocol may not thoroughly support the device’s functionality. If the device was designed after the industry standard protocol was developed, the device should have been designed to work with the standard protocol such that all of the device’s functionality is available.
The substation integration and automation
architecture must allow devices from different suppliers to communicate (interoperate) using an industry-standard
protocol. The utility has the flexibility to choose the best devices for each application, provided the suppliers have designed their devices to achieve full functionality with the protocol. Though devices from different suppliers can operate and communicate under the standard protocol, each device may have capabilities not supported by the other device. There is also a risk that the protocol implementations of the industry standard protocol by the two suppliers in each device may have differences. Factory testing will verify that the functions of one device are supported by the protocol of the other device and vice versa. If
differences and/or incompatibilities are found, they can be corrected during factory testing.
Utility Communication Architecture
The use of international protocol standards is now recognized throughout the electric utility industry as a key to successful integration of the various parts of the electric utility enterprise. One area addresses substation integration and automation protocol
standardization efforts. These efforts have taken place within the framework provided by the Electric Power Research Institute’s (EPRI’s) UCA.
UCA is a standar dsbased approach to utility data communications that provides for widescale integration
from the utility enterprise level (as well as between utilities) down to the customer interface, including distribution, transmission, power plant, control center, and corporate information systems. UCA version 1.0 specification was issued in December 1991 as part of EPRI Project RP2949, Integration of Utility
Communication Systems. While this specification supplied a great deal of functionality, industry adoption was limited, due in part to a lack of detailed
specifications about how the specified protocols would actually be used by applications. For example, the MMS (ISO/IEC 9506) protocol was specified for real-time data exchange at many levels within a utility, but specific mappings to MMS for exchanging power system data and schedules or for communicating directly with substation or distribution feeder devices was lacking, resulting in continuing interoperability problems.
The UCA(MMS) Forum was started in May 1992 toaddress these UCA application issues. Six working groups were established to consider issues of MMS application in power plants, control centers, customer interface, substation automation, distribution feeder automation, and profile issues. The MMS Forum served as a mechanism for utilities and suppliers to build the technical agreements necessary to achieve a wide range of
interoperability using UCA MMS. Out of these efforts came the notion of defining standard power system objects and mapping them onto the services and data types supported by MMS and the other underlying standard protocols. This heavily influenced the definition of the UCA2 specification issued in late 1996, which endorses ten different protocol profiles, including transmission control protocol and Internet protocol (TCP/IP) and inter-control center communications protocol (ICCP), as well as a new set of common application service models for real-time device access.
The EPRI UCA Substation Automation Project began in the early 1990s to produce industry consensus regarding substation integrated control, protection
And data acquisition and to allow interoperability of substation devices from different manufacturers. The Substation Protocol Reference Specification
ecommended three of the ten UCA2 profiles for use in substation automation. Future efforts in this project were integrated with the efforts in the Utility Substations Initiative.
In mid-1996, American Electric Power hosted the first Utility Substations Initiative meeting, as a continuation of the EPRI UCA Substation Automation
Project. Approximately 40 utilities and 25 suppliers are presently participating, having formed supplier/ utility teams to define the supplier IED functionality and to implement a standard IED protocol (UCA2 profile) and LAN protocol (Ethernet).
Generic object models for substation and feeder equipment (GOMSFE) are being developed to facilitate suppliers in implementing the UCA Substation Automation Project substation and feeder elements of the power system object model. New IED products with this
functionality are now commerciallyavailable. The Utility Substations Initiative meets three times each year, in January, May, and September, immediately following the IEEE PES Power System Relaying Committee (PSRC) meetings and in conjunction with the UCA Users Group meetings. Every other meeting includes a supplier interoperability demonstration. The demonstration in September 2002 involved approximately 20 suppliers with products interconnected by a fiber Ethernet LAN interoperating with the UCA2 MMS protocol, the GOMSFE device object models, and Ethernet networks.
The UCA Users Group is a nonprofit organization whose members are utilities, suppliers, and users of communications for utility automation. The mission of the UCA Users Group is to enable utility integration
through the deployment of open standards by providing a forum in which the variousstakeholders in the utility industry can work cooperatively together as members of a common organization to:
✔ influence, select, and/or endorse open and public standards appropriate to the utility market based on the needs of the membership
✔ specify, develop, and/or accredit product/system-testing programs that facilitate the field
interoperability of products and systems based upon these standards
✔ implement educational and promotional activities that increase awareness and deployment of these standards in the utility industry.
The UCA Users Group was first formed in 2001 and presently has 34 corporate members, including 17 suppliers,14 electric utilities, and three consultants and other organizations. The UCA Users Group
organization consists of a Board of Directors, with the Executive Committee and Technical
Committee reporting to the board. The Executive Committee has three committees reporting to it: Marketing, Liaison, and Membership. The Technical Committee has a number of committees reporting to it,
including Substation, Communications, Products, Object Models (IEC61850/GOMSFE), and Test Procedures. The Web site for the UCA Users Group is www.ucausersgroup.org. The group meets three times each year, in January, May and September, immediately following the IEEE PES PSRC meetings and in conjunction with the Utility Substations Initiative meetings. In addition, the UCA Users Group will meet at the IEEE PES Substations Committee Annual Meeting 27-30 April 2003 in Sun Valley, Idaho. This meeting will include a supplier interoperability demonstration with 20 to 25 suppliers demonstrating the implementation of the UCA2 MMS protocol and Ethernet networking technology into their IEDs and products and interoperating with the other suppliers equipment.
Distributed Network Protocol
The development of DNP was a comprehensive effort to achieve open, standards based interoperability between substation computers, RTUs, IEDs, and master stations (except inter-master-station communications) for the electric utility industry. DNP is based on the standards of the IEC TC 57, WG 03. DNP has been designed to be as close to compliant as possible to the standards as they existed at the time of development with the addition of functionality not identified in Europe but needed for current and future North American
applications (e.g., limited transport layer functions to support 2K block transfers for IEDs, radio frequency (RF), and fiber support). The present version of DNP is DNP3, which is defined in three distinct levels. Level 1 has the least functionality, for simple IEDs, and Level 3 has the most functionality, for SCADA master-station communication front-end processors. The short-term benefits of using DNP are:
✔ interoperability between multi supplier devices ✔ fewer protocols to support in the field ✔ reduced software costs ✔ no protocol translators needed ✔ shorter delivery schedules
✔ less testing, maintenance, and training ✔ improved documentation
✔ independent conformance testing
✔ support by independent user group and third-party sources(e.g., test sets, source code). In the long term, further benefits can be derived from using DNP, including:
✔ easy system expansion ✔ long product life
✔ more value-added products from suppliers
✔ faster adoption of new technology ✔ major operations savings.
DNP was developed by Harris, Distributed Automation Products, in Calgary, Alberta, Canada. In November 1993, responsibility for defining further DNP specifications and ownership of the DNP specifications was turned over to the DNP User Group, a group composed of utilities and suppliers who are
utilizing the protocol. The DNP User Group is a forum of over 300 users and implementers of the DNP3 protocol worldwide. The major objectives of the group are to:
✔ maintain control of the protocol and determine the direction in which the protocol will migrate
✔ review and add new features, functions, and enhancements to the protocol
✔ encourage suppliers and utilities to adopt the DNP3 protocol as a standard
✔ define recommended protocol subsets
✔ develop test procedures and verification programs ✔ support implementer interaction and information exchange.
The DNP User Group has an annual general meeting in North America, usually in conjunction with the
DistribuTECH Conference in February/March. The Web site for DNP and the DNP User Group is www.dnp.org. The DNP User Group Technical Committee is an open volunteer organization of industry and technical experts from around the world. This committee evaluates suggested modifications or additions to the protocol and then amends the protocol description as directed by the User Group members.
Choosing the Right Protocol
There are several factors to consider when choosing the right protocol for your application. First, determine the system area with which you are most concerned, e.g., the protocol from a SCADA master station to the SCADA RTUs, a protocol from substation IEDs to an RTU or a PLC, or a LAN in the substation. Second, determine the timing of your installation, e.g., six months, 18 to 24 months, or three to five years. In some application areas, technology is changing so quickly that the timing of your installation can have a great impact on your protocol choice. If you are implementing new IEDs in the substation and need them to be in service in six months, you could narrow your
protocol choices to DNP3, Modbus, and Modbus Plus. These protocols are used extensively in IEDs
today. If you choose an IED that is commercially available with UCA2 MMS capability today, then you may choose UCA2 MMS as your protocol.
If your timeframe is one to two years, you should consider IC 61850 and UCA2 MMS as the protocol. Monitor the results of the Utility Substation Communication Initiative utility demonstration sites. These sites have implemented new supplier IED products that are using UCA2 MMS as the IED communication protocol and Ethernet as the substation local area network.
If your timeframe is near term (six to nine months), make protocol choices from suppliers who are participating in the industry initiatives and are incorporating this technology into their product’s migration paths. This will help protect your investment from becoming obsolete by allowing incrementalupgrades to new technologies.
Communication Protocol Application Areas
There are various protocol choices depending on the protocol application area of your system. Protocol choices vary with the different application areas. Different application areas are in different stages of
protocol development and industry efforts. The status of development efforts for different applications will help determine realistic plans and schedules for your specific projects.
Within the Substation
The need for a standard IED protocol dates back to the late 1980s. IED suppliers acknowledge that their expertise is in the IED itself, not in two-way
communications capability, the communications protocol, or added IED functionality from a remote user. Though the industry made some effort to add communications capability to the IEDs, each IED supplier was concerned that any increased functionality would compromise performance and drive the IED cost so high that no utility would buy it. Therefore, the industry vowed to keep costs competitive and performance high as standardization was incorporated into the IED.
The IED supplier’s lack of experience in two-way communications and communication protocols resulted in crude, primitive protocols and, in some cases, no individual addressability and improper error checking (no select beforeoperate). Each IED required its own communication channel, but only limited channels, if any, were available from RTUs. SCADA system and RTU suppliers were pressured to develop the capability to communicate
to IEDs purchased by the utilities. Each RTU and IED interface required not only a new protocol but a proprietary protocol not used by any other IED.
It was at this point that the Data Acquisition, Processing and Control Systems Subcommittee of the IEEE Power Engineering Society (PES) Substations Committee recognized the need for a standard IED protocol. The subcommittee formed a task force to examine existing protocols and determine, based on two sets of screening criteria, the two best candidates. Trial Use Recommended Practice for Data Communications Between Intelligent Electronic Devices and Remote Terminal Units in a Substation (IEEE Standard 1379) was published in March 1998. This document did not establish a new communication protocol. To quickly achieve industry acceptance and use, it instead provided a specific implementation of two existing communication protocols in the public domain, DNP3 and IEC 870-5-101.
For IED communications, if your implementation timeframe is six to nine months, select from protocols that already exist: DNP3, Modbus, and Modbus Plus. However, if the implementation timeframe is one year or more, consider UCA2 MMS as the communications protocol. Regardless of your timeframe, evaluate each supplier’s
product migration plans. Try to determine if the system will allow migration from today’s IED
with DNP3 to tomorrow’s IED with UCA2 MMS without replacing the entire IED. This will leave open the option of migratthe IEDs in the substation to UCA2 in an incremental manner, without wholesale replacement. If you choose an IED that is commercially available with UCA2 MMS capability today, then you may want to choose UCA2 MMS as your IED protocol.
Substation to Utility Enterprise
This is the area of traditional SCADA communication protocols. The Data Acquisition, Processing, and Control Systems Subcommittee of the IEEE PES Substations Committee began developing a recommended practice in the early 1980s in an attempt to standardize master/remote communications practices. At that time, each SCADA system supplier had developed a proprietary protocol based on technology of the time. These proprietary protocols exhibited varied message structures, terminal-to-data circuit terminating equipment (DCE) and DCE-to-channel interfaces, and error detection and recovery schemes. The IEEE Recommended Practice for Master/Remote Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA) Communications (IEEE Standard 999-1992) addressed this nonuniformity among the protocols, provided definitions
and terminology for protocols, and simplified the interfacing of more than one supplier’s RTUs to a master station.
The major standardization effort undertaken in this application area has taken place in Europe as part of the IEC standards-making process. The effort resulted in the development of the IEC 870-5 protocol, which was slightly modified by GE (Canada) to create DNP. This protocol incorporated a pseudo transport layer, allowing it to support multiple master stations. The goal of DNP was to define a generic standards-based (IEC 870-5) protocol for use between IEDs and data concentrators within the substation, as well as between the substation and the SCADA system control center. Success led to the creation of the supplier-sponsored DNP User Group that currently maintains full control over the protocol and its future direction. DNP3 has become a de facto standard in the electric power industry and is widely supported by suppliers of test tools, protocol libraries, and services.
中文翻译
分站自动化 IED 信息的综合化和可及性
电业解除干预、经济压力强迫缩小, 和潜在的接管市场压力强迫公共事业审查他们操作和组织实践。公共事业意识到, 他们
必须转移他们的焦点到顾客服务。顾客服务要求所有点对一个关键元素: 信息, 即, 正确的信息量在正确的时间之内对正确的人或计算机。信息流程要求系统和用户数据的通讯被延伸过长的网络。实际上, 公共事业适合在实时信息的数据量最大的用户之中。
企业放松管制但更加注重提供的资料,对这些资料进行分析, 和随后的决策, 在一个竞争的环境以优化系统运行. 智能电子装置(研究所)正在实施变电站今日含有有价值的信息,双方的业务和机动车, 需要许多用户群体的效用. 面临的挑战事业,是决定一个标准集成,达到事业的特定需要, 可以提取预期的业务和信息费等, 并且提供这信息对有应用分析信息的用户。
综合化和自动化的水平
分站综合化和自动化可能为五个水平被划分, 依照被显示在上图1 。最低的水平是动力系统设备, 譬如变压器和开关。中间三个水平是IED 实施、IED 综合化, 和分站自动化应用。所有电业实施IEDs 在他们的分站。焦点今天是在IEDs 的综合化。一旦这做, 焦点将转移到什么自动化应用应该跑在分站水平。最高的水平是公共企业, 并且有多条功能数据通路从分站对公共企业。
从分站综合化和自动化技术是相当新的, 那里是没有业界标准定义, 除了IED 的定义。IED 的业界标准定义下面被给, 并且定义为分站综合化和分站自动化。
1.IED: 任何设备合并一个或更多处理器以接受或发送数据到一个外部来源(即, 电子多功能器、数字式中转, 控制器) 。
2.分站综合化: 保护、控制, 和数据采集作用的综合化入平台的一个最小的数字减少资本和营业成本, 减少盘区和控制室空间, 和消灭重复设备和数据库。
图1 分站综合化和自动化的五个水平 建筑学功能数据通路
有三条主要功能数据通路从分站对公共企业, 依照被显示在上图3 。最共同的数据通路表达操作的数据(即, 伏特, 安培) 对公共事业的SCADA 系统每2 到4 s 。这信息是重要的为公共事业的调度员对显示器和控制动力系统。最富挑战性的数据通路表达nonoperational 数据对公共事业的数据仓库。挑战联系了这条数据通路包括数据(信号波形而不是点的) 特征, 周期性数据传送(不连续, 在要求时), 并且协议过去经常获得数据从IEDs标准, IED 供应商的私有的协议) 。其它挑战是是否数据被推挤从分站入数据仓库, 被拉扯从数据仓库, 或两个。第三条数据通路是对IED 的远程存取由通过或使成环通过分站综合化建筑学和隔绝特殊IED 在分站。
图2 从分站对公共企业的三条功能数据通路 数据仓库
公司数据库企业数据仓库可让使用者存取变电站控制和操作功能的数据,同时保持了防火墙。企业和动力系统都是需要大量数据的数据仓库. 公司成规模的数据仓库,必须确定变电站综合自动化系统中用户是谁、数据的性质及其应用、所需的数据类型。对每一个用户进行频率的更新，往往需要大量数据。
公用变电站工程设计在用户群体内的例子：继电保护工程,继电保护技师,变电站计量, 变电站操作控制中心业务,工程规划,输电及配电工程,电能质量测试变电站,变电站维修,预测性维修 通信工程,计算机监控系统,馈线自动化,信息技术等.
图4功能结构图显示了从变电站至公用企业，以及监控系统和数据仓库的三个功能数据路径。
监控系统采用,目前支持的SCADA系统的通信协议。动力系统从SA系统的数据库传达的简易数据, 要么数据仓库的应用被节制, 基于事件触发或时间从SA系统或被推从SA系统数据库。通过电话线拨号对分站进行远程数据存取。全球定位系统( GPS )卫星时钟, 为SA系统中IED变电站提供一个参考时间.PC机提供了图形用户界面( GUI )和历史信息系统归档业务和动力系统的数据. SCADA系统监控界面接口知道知道哪些SA协议以及监控系统的议定书送到SCADA系统。局域网( LAN )能够很简易且直接连接到SA系统上。 非局域网转换了研究所需要的网络接口模块协议和物理接口。该研究所可以有各种应用,如设备状态监控( ECM )、继电保护以及直接(或硬)输入/输出。
图3 SA系统功能结构图
新对ExistingSubstations设计新的变电站的优点是从一张空白纸开始. 新分站因不同的作用将有许多IEDs, 并且多数监控系统操作的数据将来自这些IEDs 。IEDs 将以数字式集成双向通信。小量的直接输入- 输出(被硬联线)也可能被可编程序的逻辑控制器(PLCs)获取使用。通常,没有传统远程终端单元(电大)在新的变电站. 远程终端单元的功能是针对使用简易、PLC控制并
整合网络,利用数字通信的系统。 现有变电所,有几种可供选择的办法,这取决于是否有变电站常规的RTU装置. 企业对它们现有的常规变电站远程终端单元有两个选择:
1.RTU的整合与研究所:许多公用事业综合研究点与现有常规远程终端单元,为远程终端单元支持通讯与下游装置。支持IED的通信协议结构性融合的办法是行之有效的业务数据路径,但并不支持动力系统远程数据存取路径. 后两项数据路径必须做在常规远程终端单元以外。
2.集成远程终端单元作为其它分站IED：如果公共事业渴望保留它的常规远程终端单元, 更好的方法是将在分站综合化集成远程终端单元作为其它IED 。这样远程终端单元可能很容易地控制被硬联线指挥输入- 输出的转折。
设备状态监测
许多电力公司已使用ECM保持电气设备顶部经营条件的同时,尽量减少与ECM、设备运行参数、自动跟踪检测出现的各种异常操作条件干扰。这使得变电站运行人员及时采取行动,在有需要时提高可靠性,延长设备寿命。这种方法是应用最频繁变电站变压器和高电压供电断路器,以减少维修 成本,但这些装置的产品,以及改善其可用性和延长其使用寿命.
设备的可用性和可靠性,可提高减额离线维修和测试要求 以及减少设备故障. 为了做到真正有效,设备状态监测应是一个整体状态检修策略,即妥善设计及 纳入正常的维修方案.
ECM IEDs正在实施的许多工具. 在大多数通信链路的IED的实现，是通过拨号电话线路。为方便这些整合成简易变电站建筑,
马华研究所必须支持至少一种当今广泛使用 IED的协议: Modbus协议, Modbus协议另加,或分布式网络协议版本3。此外,在公用事业迁移路径通讯架构2版(乙)制造业信息规范( MMS )协议是理想. 如果马华研究所可以纳入变电站设计, 业务数据,将有一条通往SCADA系统 与机动车数据,将有一条公用的数据仓库. 这样,用户和整个系统的实用性,需要这方面的资料,能获得它. 一旦信息被提出分站，进入监控系统的数据库, 用户就能分享信息。设备条件监测应该是被设计和适当地集成规则维修计划，一个整体基于状况的维护战略的一部分。
变电站自动化运行模拟器
挑战的当中一个为实施分站自动化第一次将创造\"买下\" 为新技术在公共事业之内。更多人知道关于主题更加舒适他们感到和更好机会他们将使用技术。它比在系统被安装是容易和较不紧张得知分站自动化技术在训练环境里, 从分站, 在一个被加强的分站。为这些原因, 许多公共事业购买分站自动化训练模拟器(SATS), 是一种相同配置对那被安装在分站。主要区别是, SATS 包括至少IED 被安装在所有分站。除训练之外, SATS 被使用为应用开发和测试新IEDs 。
协议的根本性
通信协议允许通信在二个设备之间。设备必须有同样协议(和版本) 被实施。所有协议区别导致通信错误。
如果通信设备和协议是从同样供应商, 即, 供应商开发一个独特的协议运用所有二个设备的能力的地方, 它是不太可能的设备将有麻烦通信。由使用一个供应商一个独特的协议, 公共事业
能最大化设备的功能和看更加巨大的回归在它的投资; 但是, 独特的协议将压抑公共事业对一个供应商为未来设备支持和购买。
如果通信设备是从同样供应商,但协议是一个工业标准的协议由设备供应商支持, 设备不应该有麻烦通信。设备供应商设计它的设备经营以标准协议和与其它设备通信使用同样协议和版本。由使用一个标准协议, 公共事业也许购买设备从支持协议的任一个供应商并且能, 因此, 比较购物最佳的价格。
业界标准协议,通常需要更多的开销比供应商的独特的议定书. 标准规程往往需要较高的速度比渠道供应商的独特议定书相同效率或信息吞吐量. 然而,高速的沟通渠道,更是当今普遍存在的,可提供足够的效率,在使用业界标准协议. 血MMS是设计,其操作效率的10 MB /秒切换or100桶/日收盘共享或交换式以太网. 如果一个电站正在考虑血MMS作为其协议的选择,前提应安装高速通信. 如果公用事业的计划是继续以基础通信业务,在1200-1600 9,600乙/秒, 一个更好的选择一个工业标准的协议将是DNP3.
公共事业不能运用所有设备的功能使用业界标准协议。如果设备被设计了在业界标准协议之前, 协议不能周到地支持设备的功能。如果设备被设计了在业界标准协议被开发了之后, 设备应该被设计工作以标准协议这样, 所有设备的功能是可利用的。
分站综合化和自动化建筑学必须允许设备从不同的供应商通信(interoperate) 使用一个工业标准的协议。公共事业有灵活性选择最佳的设备为各种应用, 假设供应商设计他们的设备达到充分的功能以协议。虽然设备从不同的供应商可能经营和通信在
标准协议之下, 各个设备也许有能力由另一设备没支持。有并且风险, 由多个供应商的工业标准协议的实施在各个设备里也许有区别。工厂测试核实, 一个设备的作用由另一设备的协议支持和反之亦然。如果区别并且/或者不协调性被发现, 他们可能被改正在工厂测试期间。
公用通信体系
对国际协议标准的用途现在被认可在产业过程中作为电业企业的各种各样的部份的成功的综合化的一把钥匙。区域地址分站综合化和自动化协议标准化努力。这些努力发生了在范围内由电力研究所的(EPRI 的) UCA 提供。
UCA 是一个标准的做法,以公用数据通信,提供大范围整合,从公用企业层面 (之间以及公用事业等) ,一直到客户界面,包括分发,传递,电厂,指挥中心, 与企业信息系统. 1.58 1.0版规格,已于1991年12月作为项目EPRI的RP2949 ,一体化公用通信系统。虽然这规格提供了大量的功能,通过产业是有限的, 部分原因是由于缺乏详细规格如何指定议定书将实际可用的应用. 例如,彩信(国际标准化组织/国际电工9506 )协议被指定用于实时数据交换,在许多层次的事业, 但具体到电力系统数据及附表或直接沟通与变电站或分销 馈线设备缺乏,造成持续的互通性问题.
中美洲公司( MMS )论坛开始于1992年5月,这些划拨1.58应用问题. 设立了六个工作组来考虑问题,控制中心,客户界面 变电站自动化,配电自动化和姿态问题. 六度论坛将作为一个机制,水电费及供应商建立了技术合作协定须实现 广泛的互用1.58使用彩信. 出于这方面的努力而来的概念界定标准,电力系统和
对象映射到他们的服务和 数据类型支持MMS及其他基本标准协议. 这大大影响了定义的定量规格发行1996年末,其中赞同十个不同协议简介 包括传输控制协议和因特网协议( TCP / IP )和跨控制中心通信协议( ICCP ) 以及新的一套普遍适用的服务模式实时获取装置EPRI UCA 分站自动化项目开始在90 年代初期导致产业公众舆论关于分站集成控制, 保护并且数据采集和允许分站设备的共用从不同的制造商。分站协议参考规格被推荐的UCA2 外形用于分站自动化。
在EPRI的1.58变电站自动化项目开始于90年代初,以生产工业共识变电站综合防治 保护和数据采集,并允许互用变电站设备来自不同的厂家. 变电站议定书参考规格三个推荐的十大剖面血供变电站自动化. 今后在这个项目的结合,努力在公用变电站的倡议。
1996年中期,美国电力举办了首届公用变电站倡议会议 作为一个延续的1.58 EPRI的变电站自动化工程. 大约40水电费和25的供应商参加,目前, 形成了供应商/公用事业队确定供应IED的功能,并执行一个标准的IED议定书(乙概况) 和局域网协议(以太网)
通用对象模型的变电站和馈线设备正在制定,以方便供应商在实施1.58变电站 自动化工程变电站及线路元件的电力系统对象模型. IED的新产品有此功能现可供商业使用. 公用变电站倡议召开三次会议,每年1月, 5月, 9月, 紧接着砜的IEEE电力系统继电保护委员会(酒)会议,并结合用户1.58小组会议. 每隔会议内容包括供应商互通演示. 演示2002年9月,涉及大约20
个供应商提供的产品组合的光纤以太网路互同 血MMS协议,装置对象模型,并采用以太网网络.
UCA 用户群是成员是公共事业、通信供应商, 和用户为公共自动化的一个非盈利性组织。UCA 用户群的使命是使能公共综合化通过开放标准的部署由提供各种各样的论坛赌金保管人在公共产业能共同努力合作地作为一个公用组织的成员对:
1 影响, 精选, 并且/或者支持开放和公开标准适当对公共市场根据会员资格的需要
2指定, 开发, 并且/或者检定促进产品和系统领域共用根据这些标准的product/system 测试的节目
3实施增加这些标准了悟和部署在公共产业的教育和增进活动。
中美洲用户组最初成立于2001年,目前拥有34个团体会员, 包括17个供应商, 14家电力公司,以及三名顾问和其他组织. 人类学家集团组织由一个董事会, 与执行委员会和技术委员会向理事会报告. 执行委员会三个委员会的报告是:市场营销,联络,并会籍. 技术委员会的一些委员会汇报工作,包括变电站,通讯产品,对象模型( iec61850/gomsfe ) 和测试程序. 网址为1.58用户组www.ucausersgroup.org . 该小组会见每年三次, 2003年1月, 5月和9月, 紧接着的IEEE PES制酒会议,并与公用变电站倡议会议. 此外, 人类学家集团将召开的IEEE PES制变电所委员会年度会议27-30日在太阳谷, 爱达荷. 本次会议将包括一个供应商互通演示20至25个示范供应商实施的定量彩信 议定书和以太网路技术纳入其简易的产品及互操作与其他设备供应商.
分布网协议
DNP 的发展是全面努力达到开放，在分站计算机共用标准协议、RTUs 、IEDs, 和主要驻地之间(除了相互大师驻地通信) 为电业产业。DNP 根据IEC TC 57, WG 03 的标准。DNP 被设计是和紧挨服从一样可能对标准他们存在了在发展之时增加功能没被辨认在欧洲而且需要为现在和未来北美应用(即, 有限的传送层起作用支持2K 成组传送为IEDs 、射频(RF), 和纤维支持) 。DNP 的现在版本是DNP3, 被定义在三个分明水平。1级的最小功能,简单所致,而3级的大部分功能, 电网调度自动化主站通信前端处理器. 短期收益的使用DNP是:
1共用在多供应器之间 2在领域支持少量协议 3被减少的软件费用 4 协议译者不需要 5 更短的交货计划 6测试, 维护, 和训练 7改善的文献 8独立依照测试
9 支持由独立用户群和第三方接口(e.g., 测试设置, 原始代码) 。在长期, 进一步好处可能从使用被获得DNP, 有:
A容易的系统扩张 B长的产品生活
C更加增值的产品从供应商 D新技术的更加快速的收养 E主要操作储款。
DNP 由哈里斯, 分布的自动化产品开发了, 在卡尔加里, 亚伯大, 加拿大。在1993 年11月, 对定义是DNP 规格的进一步DNP 规格和归属的责任在移交了对DNP 用户群、小组组成由公共事业和供应商运用协议。DNP 用户群是DNP3 协议的300 用户和实施论坛全世界。小组的主要宗旨是:
1维护协议的控制和确定协议将移居的方向 2回顾和增加新特点、作用, 和改进来协议 3鼓励供应商和公共事业采取DNP3 协议作为标准 4定义被推荐的协议子集 5开发试验过程和证明节目 6支持实施互作用和信息交换。
DNP 用户群有一个年度总会在北美洲, 通常与DistribuTECH 会议一道在二月或三月。网站为www.dnp.org 。DNP 用户群技术委员会世界各地是产业和技术专家的一个开放志愿组织。这个委员会评估建议了修改或加法对协议和然后修正协议描述依照由用户群成员指挥。
选择正确的协议
有几个因素考虑当选择正确的协议为您的应用。首先, 确定您是最关心的, 即, 协议从SCADA 主要驻地对SCADA RTUs, 一个协议从分站IEDs 对RTU 或PLC 的系统区域, 或LAN 在分
站。其次, 确定您的设施, 即, 六个月, 18 个到24 月时间, 或三到五年。在一些应用范围, 技术那么迅速改变,您的设施时间可能有对您的协议选择的巨大冲击。如果您实施新IEDs 在分站和需要他们是在使用中在六个月, 您能使您的协议选择狭窄对DNP3 、Modbus, 和Modbus 加上。这些协议广泛地被使用在IEDs 今天。如果您选择今天是商业可利用的以UCA2 MMS 能力的IED, 那么您可以选择UCA2 MMS 作为您的协议。
如果您的期限是一到二年, 您应该考虑IC 61850 和UCA2 MMS 作为协议。监测公共分站通信主动的公共示范站点的结果。这些站点实施了使用UCA2 MMS 的新供应商IED 产品当IED 通信协议和以太网作为分站地区网络
如果您的期限是近的期限(六个到九个月), 由参加产业主动性和合并这技术他们的产品的迁移道路的供应商做出协议选择。这将帮助保护您的投资免受变得过时由允许增加升级对新技术。
通信协议应用范围
有各种各样的协议选择根据您的系统协议应用范围。协议选择随不同的应用范围变化。不同的应用范围是用协议发展和产业努力不同的阶段。开发努力的状况为不同的应用将帮助确定现实计划和日程表为您的具体项目。
在分站之内
需要对于一个标准IED 协议建于晚80 年代供应商承认的IED 他们的专门技术是在IED, 不是在双向通信能力, 通信协议, 或增加的IED 功能从一个远程用户。虽然产业做了一些努力增加通信能力来IEDs, 各个IED 供应商有关, 任一种增加的功能会
减弱表现并且驾驶IED 那么高花费了公共事业不会买它。所以, 产业发誓保持费用竞争和表现高作为标准化被合并了IED 。
IED 供应商的缺乏经验在双向通信和通信协议导致粗暴, 原始协议和, 在某些情况下, 没有单独可寻址能力和不正当误差校验。各IED 要求它自己的通讯电路, 但只限制了渠道, 如果有, 监控系统可得到从RTUs并且RTU 供应商被迫使开发能力通信对IEDs 由公共事业购买。各个RTU 和IED 接口要求不仅一个新协议但一个私有的协议由其他IED 没使用。
这时数据采集、处理和IEEE 力量工程学社会(PES) 分站委员会的控制系统小组委员会对于一个标准IED 协议认可。小组委员会形成工作小组审查现有的协议和确定, 根据二套掩护标准, 二名最佳的候选人。试验用途推荐了实践为数据通讯在聪明的电子设备并且远程终端之间单位在分站(IEEE 标准1379) 被出版了在1998 年3月。这个文件没有建立一个新通信协议。迅速达到产业采纳和用途, 它改为提供二个现有的通信协议的具体实施在公共领域、DNP3 和IEC 870-5-101 。
为IED 通信, 如果您的实施期限是六个到九个月, 从已经存在的协议挑选: DNP3 、Modbus, 和Modbus 加上。但是, 如果实施期限是一年或更多, 考虑UCA2 MMS 因为通信协议。不管您的期限, 评估各个供应商的产品迁移计划。设法确定如果系统将允许迁移从今天IED 与DNP3 对明天的IED 与UCA2 MMS 没有替换整个IED 。这把开放移居的选择留在IEDs 在分站对UCA2 以增加方式, 没有批发替换。如果您选择今天是商业可利用的以UCA2MMS 能力的IED, 那么您可以想要选择UCA2 MMS 因为您的IED 协议。
分站对公共企业
这是传统SCADA 通信协议区域。数据采集, 处理, 和IEEE PES 分站委员会的控制系统小组委员会开始开发被推荐的实践在80 年代初期为规范化通信实践。那时, 各个监控系统供应商开发了一个私有的协议根据时间的技术。这些私有的协议陈列了各种各样的消息结构、终端对数据电路终止的设备(DCE) 并且DCE 对渠道接口, 和错失侦查和补救计划。IEEE 推荐了实践为Master/Remote 监督控制并且数据采集(SCADA) 通信(IEEE 标准999-1992) 在协议之中主要论述了这一不对称性。 假设定义和术语为协议, 和简化连接超过供应商的RTUs 。
主要标准化努力被承担在这个应用范围发生了在欧洲作为IEC 标准制造的过程一部分。努力导致IEC 870-5 协议的发展, 由GE (加拿大) 轻微地修改创造DNP 。这个协议合并了一个冒充的传送层, 允许它支持多个主要驻地。DNP 的目标是定义一个普通基于标准的(IEC 870-5) 协议至于使用在IEDs 和数据集中器之间在分站之内, 并且在分站和SCADA 系统控制中心之间。成功导致了当前维护对协议和它的前途的完全控制由供应商主办的DNP 用户群的创作。DNP3 成为了一个事实上的标准在电力产业和由测试工具、协议图书馆, 和服务的供应商广泛支持。
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