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1引言
近年来，在新建的110KV及以下变电站中，通常实现无人值守或集控，220KV及以上变电站实现综合自动化；老的变电站也大多进行了改造。上述技术升级和改造主要是针对变电站电气二次部分进行的，当变电站一次设备出现故障或异常时会直接影响电能的传输、变换与分配等问题。目前，对电气设备的故障诊断主要依靠计划检修和平时巡检，如果设备突然出现异常或存在潜伏性故障，事实上大多情况我们都不能及时处理，使电力系统供电可靠性降低。利用“在线监测技术” 能够及时发现设备隐患，为迅速排除故障，节省检修时间，提高电力系统安全、稳定运行。因此，大力发展“在线监测技术”是电力系统的必然。
2 在线监测系统组成及其监测技术简介
2.1 在线监测系统组成
此变电站在线监测系统采用分层分布嵌入式总线结构，按照对象来设计。系统框图如图1所示。图中还标明了综合自动化系统保护、测控单元功能。
单元层（监测设备附近）：有断路器、变压器、避雷器、容性设备、环境等在线监测单元，还有变压器、线路、母线等保护、测控单元。各单元在就地可对各高压设备的特征参量进行实时采集处理，并将信息送往主控室。
变电站层（主控室）：包括工程师站、五防终端、远动主站、在线监测主站、监控系统、GPS装置等，各监测单元的在线监测信息通过总线实时送往监测主站（主控室），监测主站对收到的信息进行处理，再将分析诊断结果送到生计、检修部门或报警提醒各部门人员注意。
2.2 在线监测单元功能
1）、变压器在线监测单元功能：主要完成变压器油中气体在线监测、局部放电在线监测、铁心绝缘状况在线监测、变压器套管绝缘状况在线监测。油中气体气相色谱分析和局部放电试验是目前对油浸绝缘状态分析最灵敏的方法；局部放电是变压器运行中出现绝缘劣化的主要因数之一，通过局部放电试验可以找到绝缘放电发生的部位和强弱；而油中气体色谱分析可知道变压器绝缘放电能量的大小，放电点的温度高低，是固体绝缘破坏还是液体绝缘破坏等信息。变压器铁心绝缘状况通过在线监测变压器铁心接地电流实现。套管绝缘状况通过在线监测介质损耗tgδ、泄漏电流实现。
2）、断路器在线监测单元功能：包括在线监测断路器机械状态和断路器电寿命。在线监测断路器机械状态是通过监测断路器动触头速度和行程、分合闸线圈回路电流、储能电机电流来实现的。在线监测断路器电寿命是通过监测介质损耗tgδ、套管外泄漏电流实现的。
3）、隔离开关在线监测单元功能：户外隔离开关经常出现的问题是瓷瓶断裂，操作失灵、导电回路过热和锈蚀。其中导电回路过热是主要问题，因此，本监测单元通过红外在线监测对某些隔离开关的接触部位进行在线过热监测。
4）、绝缘子在线监测单元功能：绝缘子在发生绝缘故障前，总会表现出一定的局部放电特征，这些放电包括污秽放电（可能击穿）、电晕放电（不会击穿）、内部缺陷放电（可能击穿）。本单元采用超声波在线监测和绝缘电阻在线监测实现对部分绝缘子的绝缘故障监测。
5）、避雷器在线监测单元功能：监测避雷器全电流、阻性电流及其比例来判断其是否有故障。
6）、容性设备在线监测单元功能：通过监测容性设备介质损耗tgδ、电容量C、泄漏电流实现对容性设备的故障在线监测。
7）、环境在线监测单元功能：属于公共信息监测，监测信息包括环境温度、湿度、大气压等参数。
各单元都是由双CPU组成的完整微机系统，完成信号采集处理、A/D转换、I/O、运算、故障判断报警、对外通信、人机联系等功能。
3 在线监测系统结构特点
单元层采用RS―485与CAN现场总线构成的双总线通讯方式，各单元采用双CPU结构嵌入系统双总线（RS―485和CAN总线）。变电站层采用双以太网，单元层双总线与变电站层双以太网通过通讯管理机（网关）实现信息交换。在线监测主站通过以太网可以向下远程管理各单元总线节点，实现数据通信；向上可以将诊断结果和相关信息报告生计或检修部门。通讯流程框图如图1所示
3.1 单元层采用双CPU结构
1)CPU1模块:采用IT公司的TMS
CPU1模块功能包括：数据采集和处理、计算、故障判断和事件记录、故障信息主动上传；同时响应CPU2的通信请求，把各种计算结果和信息通过双口RAM报告给CPU2模块。
2）CPU2模块：采用单片机
CPU2模块功能包括：实现人机交互、对整个系统控制和管理，故障录波、故障报警；同时需要数据时，向CPU1发出请求，获取数据和信息。
3）CPU1 和CPU2的通信方式：采用简单高效双口RAM实现两CPU间的通信。
4）CPU1 和CPU2软件设计: CPU1 和CPU2两模块各负其责，采用抢占式任务调度机制实现CPU1 和CPU2各自子系统的任务调用，同时通过双口RAM在系统的管理下协调工作。抢占式任务调度机制是根据优先级来执行任务，高优先级任务优先执行，也具有中断低优先级任务的权利。本程序设计中，CPU1子系统里机械中断采集优先级最高，绝缘计算优先级最低；CPU2子系统里双口RAM中断优先级最高，故障录波优先级最低。
3.2 单元层采用双总线结构
单元层双总线是由RS―485和CAN现场总线构成。
1）RS―485串行总线：RS―485串行总线只定义了物理层，使用总线型拓扑结构，没有介质访问控制协议，不能解决多机主动上传造成的介质访问冲突问题，优点是具有传送大批量数据的能力。因此，这里采用RS―485总线主要是提高通信中的信息传输能力。
2）CAN(Controller Area Network)现场总线：属于多主总线，采用非破坏性的基于优先权的总线仲裁，使得当几个节点同时访问总线时，优先级低的节点停发，优先级高的节点不受影响。它具有硬件防止介质访问冲突功能及载波侦听能力，借助接收滤波可实现多地址的帧传送。但CAN每一帧最多传8个有效字节，传输较长报文时，必须对该报文进行分帧，多次发送，实时性没有充分体现。CAN适用于低成本、中小网络规模、实时性较强且数据量不大的控制场合。
因此，根据系统从一次设备获取的信息类型，可选择接入RS―485总线或CAN总线。例如：突发数据(如故障报警数据)可选用 CAN总线，避免总线冲突；大批量数据(如故障录波) )可选用RS―485总线，提高了通信的可靠性。
3.3 单元层CAN现场总线节点
1、CAN节点的硬件设计
CAN节点的硬件电路图，如图3所示。该电路的三个核心器件是单片机ADμC812数据采集系统、CAN总线控制器SJAl000和CAN总线驱动器PCA
SJAl000微控制器片外扩展芯片，决定CAN控制器各寄存器的地址。SJAl000通过CAN总线驱动器PCA
2、CAN节点的软件设计
软件设计包括A／D转换(ADC)、CAN控制器初始化、CAN总线数据的发送和接收等。
CAN控制器初始化决定了CAN网络系统各节点共同遵守的协议。对SJAl000的初始化是向其片内的各个寄存器写入控制字的过程，其寄存器包括九个。其中：BTR0、BT
Rl寄存器内容决定系统通信的波特率和CAN协议物理层中的同步跳转宽度；OCR寄存器内容用于决定CAN控制器的输出方式；根据实际的网络系统和报文标志符决定写入ACR、AMR寄存器的内容；根据状态寄存器 STATUS的第4位的状态，可判断帧数据是否完全发送完毕；根据状态寄存器STATUS的第1位的状态，可知接收缓冲区(RXFIFO)中的可用信息。
ADC、CAN控制器初始化完成后，CAN控制器即可编写收、发程序，完成数据收发任务。CAN总线发送和接收数据流程。
4 总结
随着变电站中在线监测及其故障诊断技术的应用，电力系统由计划检修过渡为状态检修将成为可能。由于在线监测信息量大，技术含量高，因此本系统设计采用分层分布嵌入式双总线冗余配置通讯方式，两总线的优势互补，避免了总线冲突，在数据传输性能上有很大的提高。单元层采用双CPU结构，满足了在线监测技术的要
求，系统功能多，任务分工明确，确保了系统通信的实时性和可靠性。在软件使用上采用了抢占式任务调度机制，使系统任务优先级明确，提高了系统的实时性。因此这项技术的开展必将进一步深化变电站综合自动化的内涵，提高电力系统运行可靠性和经济性。
参考文献：
[1] 张惠刚.变电站综合自动化原理 [M]．― 北京：中国电力出版社，2004.
[2] 严璋. 电气绝缘在线监测技术 [M].― 北京：中国电力出版社，1995.