#3第三章 厂站监控信息的采集.docx
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#3第三章厂站监控信息的采集
第三章厂站监控信息的采集
第一节遥测信息的采集
（讲稿）
第二节遥信信息的采集
变电站中的状态量信息主要包括传统概念的遥信信息和自动化系统设备运行状态信息等。
在变电站综合自动化系统中，不仅要采集表征电网当前拓扑的开关位置等遥信信息，还要将反映测量、保护、监控等系统工作状态的信息进行采集、监视。
一、遥信信息及其来源
遥信信息用来传送断路器、隔离开关的位置状态，传送继电保护、自动装置的动作状态，以及系统、设备等运行状态信号，如厂站端事故总信号，发电机组开、停状态信号以及远动终端、通道设备的运行和故障等信号。
这些位置状态、动作状态和运行状态都只取两种状态值。
如开关位置只取“合”或“分”，设备状态只取“运行”或“停止”。
因此，可用一位二进制数即码字中的一个码元就可以传送一个遥信对象的状态。
1．断路器状态信息的采集
断路器的合闸、分闸位置状态决定着电力线路的接通和断开，断路器状态是电网调度自动化的重要遥信信息。
断路器的位置信号通过其辅助触点QF引出，QF触点是在断路器的操动机构中和断路器的传动轴联动的，所以，QF触点位置和断路器位置一一对应。
2．继电保护动作状态的采集
采集继电保护动作的状态信息，就是采集继电器的触点状态信息，并记录动作时间，对调度员处理故障及事后的事故分析有很重要的意义。
3．事故总信号的采集
发电厂或变电站任一断路器发生事故跳闸，就将启动事故总信号。
事故总信号用以区别正常操作和事故跳闸，对调度员监视系统运行十分重要。
事故总信号的采集同样是触点位置的采集。
4．其它信号的采集
当变电站采用无人值班方式运行后，还要增加包括大门开关状态等多种遥信信息，可参阅本章第一节。
二、遥信采集电路
由上述分析可见，断路器位置状态，继电保护动作信号以及事故总信号，最终都可以转化为辅助触点或信号继电器触点的位置信号，故只要将触点位置采集进来就完成了遥信信息的采集。
图2-25所示就是遥信信息采集的输入电路。
图2-25遥信信息输入电路
为了防止干扰，在二次回路的触点信息输入时要采取隔离措施，目前常用光电耦合器实现内外的电气隔离。
在图2-25中，遥信触点串接在输入电路中，T型RC网络构成低通滤波器，用来滤掉遥信回路的高频干扰。
电阻还有限流的作用，使进入发光二极管的电流限制在毫安级。
两个二极管起保护光耦的作用。
在这个电路中，+24V和+5V是两个独立的电源，且不共地，使光耦真正起到隔离作用。
此外，电容C的选择要全面考虑。
C的容量太大，则时间常数大，反应遥信变化的速度慢；C的容量太小，不易滤除干扰信号，从而产生误遥信。
现以采集断路器状态来说明输入电路的工作原理：
设断路器处于分闸状态，其辅助接点闭合，+24V经过RC网络后输入到光耦，光耦中发光二极管发光，光敏三极管无电不发光，光敏截止，遥信输出端输出高电平“1”，从而完成了遥信信息的采集。
上述关系见表2--1。
表2—1断路器状态和遥信码
断路器状态
辅助接点状态
光耦状态
遥信码
合闸
分闸
断开
闭合
截止
导通
1
0
三、遥信输入的几种形式
1．采用定时扫查方式的遥信输入
在变电站综合自动化系统中，采用定时扫查的方式读入遥信状态信息，128个遥信输入电路如图2—26所示。
这个输入电路由三个部分组成：
①遥信信息采集电路；②多路选择开关；③并行接口电路8255A。
其中遥信信息采集电路已作过讨论。
图2—26遥信信息定时扫查输入电路
多路选择开关采用74150，它是16选1数据选择器，实现多路输入切换输出功能，74150有16个数字量输入端（DI0——DI15），1个数字量输出端DO，有4个地址选择输入端（A、B、C、D）。
当4位地址输入后，和地址相对应的输入数据反相后由输出端DO输出。
74150的输入输出关系见表2--2。
图2—26显示采集128个遥信状态，而每个74150只能输入16个遥信，所以共使用8个74150输入128个遥信。
表2—274150输入/输出关系
DO=
D0
D1
D2
D3
D4
D5
D6
D7
D8
D9
D10
D11
D12
D13
D14
D15
A
B
C
D
0
0
0
0
0
1
0
0
0
1
0
0
1
1
0
0
0
0
1
0
1
0
1
0
0
1
1
0
1
1
1
0
0
0
0
1
1
0
0
1
0
1
0
1
1
1
0
1
0
0
1
1
1
0
1
1
0
1
1
1
1
1
1
1
8255A用作遥信输入电路和CPU的接口。
设置8255A工作在方式0——基本输入输出方式，端口A为输入方式，端口B和端口C均为输出方式。
端口C的低4位PC0～PC3和每个74150的地址输入端A、B、C相联，用PC0～PC3向74150输出选择地址。
端口A的PA0～PA7分别和0#～7#的74150输出端相联，用PA0～PA7输入遥信信息，通过数据总线输入CPU。
在扫查开始时，PC0～PC3输出0000B，8个74150分别将各自的DI送入8255A的A口，CPU可读取8个遥信信息，选择地址加1，又可输入8个遥信信息。
当PC0～PC3从0000B变化到1111B时，128个遥信全部输入一遍，即实现对遥信码的一次扫查。
遥信定时扫查工作在实时时钟中断服务程序中进行，每5ms执行一次。
每当发现有遥信变位，就更新遥信数据区，按规定插入传送遥信信息。
同时，记录遥信变位时间，以便完成事件顺序记录信息的发送。
2．循环扫描输入遥信
按定时扫描输入遥信，只要定时间隔合适完全能满足分辨率要求，输入以外的时间CPU尚可完成其它工作。
但是，目前投运的综合自动化系统，无论是集中式还是分散式，绝大多数有智能子模块完成遥信状态的采集和处理工作，CPU有更多的时间，以循环的方式对遥信状态进行更短周期的采集，有利于提高站内遥信变位的分辨率。
循环扫描方式输入遥信的原理仍可由图2－26说明。
当地址选择开关从0000～1111变化一周，将128个遥信扫描一遍后，不用再间隔一定的时间，而是立即重复上述对128个遥信的输入过程。
这样每个遥信的实际扫描周期将低小于原定时的时间间隔。
3．遥信变位的鉴别和处理
遥信扫描输入时，CPU通过8255A的C口顺序输出多路数字开关的地址0000～1111B，顺序地将8个遥信状态（8位现状码）读入，并和存放遥信的数据区YXDATA内相对应的8个遥信状态（8位原状码）相比较（异或）运行，得到一字节遥信变位信息码。
如果现状码和原状码相同，异或得到的变位信息码为零，若变位信息码不为零，说明有遥信变位。
例如：
原状码10011111
现状码⊕10010110
变位信息码00001001
码位序号76543210
该例说明位0和位3对应的遥信发生了变位。
当确认有遥信变位后，必须进行相关的处理，其中包括：
（1）建立遥信变位标志这个标志可用来增添①当地的告警显示；②CDT方式的输入传送；③POLLING方式下激活第一类信息标志；④遥信信息刷新程序。
（2）建立变位遥信字队列在变电站中，一个遥信变位可能引起几个遥信的变位，这些遥信变位均应按序向上级传送。
因此，必须建立一个队列先行登记。
假设有128个遥信信息，可由4个遥信息字传送，其编号为YX（0）、YX
（1）、YX
（2）和YX（3），子站工作状态在YX（4）中传送，则可登记建立一个6字节的遥信信息插入传送登记队列YXQUE，其首字节存放登记字数量，其后为遥信字变位遥信所在字序号，如图2—27所示。
图2—27遥信变位插入传送字队列
每当有遥信变位或子站状态变化进入变位队列登记时，首先检查YXQUE单元的内容。
当（YXQUE）=0，则呈未登记状态，将YXQUE单元内容加1，并将产生变位的遥信所在遥信所在遥信字编号填入YXQUE加1单元；当（YXQUE）=5，则说明所有的遥信字和子站工作状态字都已登记插入传送，本次变位遥信所在字已登记，故可不再登记；当（YXQUE）≠0或5时，则先检查本次变位的遥信所在字或子站工作状态字是否已登记，若已登记，则不再登记，若未登记，则登记本次遥信字编号或子站工作状态字编号于YXQUE+（YXQUE）+1单元，并将YXQUE单元内容加1。
遥信字编号等于（YXWK2）右移一位，子站工作状态字编号为4。
每当一个遥信字或子站工作状态字连续插入三遍（CDT方式）结束时，将YXQUE单元内容减1，并删除YXQUE+1单元内容。
若（YXQUE）≠0，则将后续编号并行向前移一个单元，并对YXQUE+1单元所指遥信字或子站工作状态字插入传送。
（3）SOE登记事件顺序SOE是英文SequenceofEvent的缩写，表达变电站发生事件时相关的信息。
有三个要素，即①事件性质；②开关序号；③事件发生时间。
在变电站综合自动化系统中，应设置记录事件的数据区，命名为EVNDAT，在该数据区中为每个遥信设置8个字节，其中包括变位性质和对象编号2个字节、日、时、分、秒各1字节，毫秒2个字节。
如图2－28所示。
SOE单元的时标信息，应可通过确认变位后读时钟区得，开关对象号可由数据读入时确定，分／合状态取当前状态。
图2-28遥信变位事件记录
4．遥信采集中的误遥信及其克服
遥信信息的采集原理上很简单，但实际系统在运行中常会产生不真实的遥信变位信号，给运行人员的控制决策带来误导。
为此，已引起多方人员的研究，在此简述误遥信及其解决办法，以提高对此问题的认识。
所谓误遥信可分为两类：
第一类是一个真实的遥信变位后紧接着几个假遥信读数，最终遥信稳定到真实变位后的状态；第二类是某些遥信不定时地出现“抖动”。
第一类遥信误报过程如图2－29所示。
当遥信号变位时，由于继电器不能一次性地闭合，其抖动信号经光耦后成为连续几个遥信信号。
图2-29遥信继电器闭合时触点抖动的遥信信号
第二类遥信误报进程如图2－30所示。
每个遥信回路中均存在电磁干扰，其尖峰干扰脉冲可能成为误遥信。
图2-30电磁干扰或振动造成的假遥信信号
上述两种误遥信可以分别通过软件和硬件相结合的方法进行解决。
为克服第二类干扰，可在原遥信输入回路基础上，提高电源电压，例如用变电站操作电源220V代替24V电源，同时加入适当的电阻限流，采取上述措施尖脉冲幅值一般达不到180V，将有效克服干扰严重的误遥信。
对于第一类误遥信，则可采取“延时重测”的方法加以克服。
即：
当发现某遥信变位时，首先将它记录下来，然后找到它的时限值，并进行计时，经时限值到延时，再次判别该遥位状态，如果变位真实，则保留记录，否则忽略记录。
这种方法应首先确定每个遥信所对应的时限值，CPU开销较大，所以尽管第二类误遥也能通过“延时重测”加以克服，但通常先在硬件上采取有效措施，只有很大的尖脉冲才由“延时重测”加以克服。
第三节电能脉冲量的采集
（讲稿）
第四节变压器油温的测量和采集
一、概述
为适应变电站综合自动化的需要，适应变电站无人值班管理的运行模式要求，需要将变压器油温、变电站控制室温度等信号加以监视。
因此，必须将这些温度进行测量并传送到监控中心。
在工业生产过程中，温度是一个重要的测量量。
测量温度的一次元件常用的有热电偶、热电阻、热敏电阻等，它们都是将被测量温度高低转化为便于测量的电气信号或器件参数的大小。
热电偶测温原理是热电效应，即两种不同的导体两端相紧密地连接在一起，在连接处将形成电动势，该电动势的大小随连接点温度面改变。
热电偶的测温范围虽达到－50℃～1600℃，但通常用来测量300℃以上的高温。
热电阻是利用导体的电阻随温度变化的特性来测量温度的，工业上它被广泛地使用于测量－200℃～500℃中低温区的温度。
热敏电阻是利用半导体的电阻值随温度变化的显著变化的原理测量温度的，它的测温范围在－50℃～300℃之间。
在变电站综合自动化系统中，所要测量的温度不很高，用热电阻和热敏电阻均可作为一次测温元件，热敏电阻虽然具有比热电阻高的温度系数（电阻变化范围大），以及高的灵敏度，但热敏电阻的互换性差，故在变电站中测量温度均采用热电阻作一次元件。
目前使用较广泛的热电阻材料是铂和铜，也有适于低温测量的铟、锰和碳等为材料的热电阻。
二、热电阻的测试温度特性
1．铂电阻
铂电阻的物理、化学特性比较稳定，在工业生产中常作为测温元件。
铂电阻和温度的关系如下：
在0～630.74℃之间为
Rt=R0（1+At+Bt2）（2-120）
在－190℃～0℃之间为
Rt=R0[1+At+Bt2+C（t-100）t3]（2-121）
式中Rt−−温度为t时的电阻值，
R0−−温度为℃时的电阻值，
t−−任意温度值，
A、B、C−−分度系数
A=3.940×10-3/℃
B=-5.84×10-7/℃2
C=-4.22×10-12/℃3
由式（2-120）、式（2-121）可知，要确定电阻值Rt和温度之间的定量关系，还必须先确定R0的数值，R0不同，Rt和t之间的关系也将变化。
在工业上，将相对应于R0＝50Ω和100Ω的Rt～t关系制成表格，称其为热电阻分度表，供使用者查阅。
2．铜电阻
铂电阻虽然特能优良、使用较广泛，但价格昂贵，在测量精度不高且温度较低的场合，铜电阻得到广泛的使用。
在－50℃～150℃的温度范围内，铜电阻的阻值和温度呈线性关系，可用下式表示：
Rt=R0（1+αt）（2-122）
式中R0−−温度为0℃时的电阻值，
Rt−−温度为t℃时的电阻值，
α−−铜电阻系数，α=4.25×10-3～4.28×10-3/℃。
铜电阻的主要缺点是电阻率较低，电阻体的体积较大，热惯性较大。
和铂电阻相似，Rt和t的关系依赖于R0，R0有50Ω和100Ω两种，也制成相应的分度表供查阅。
用热电阻测量温度
热电阻作为温度测量的一次元件，它仅将温度高低转变为电阻值的大小，只有测量出电阻的大小才能推知温度的高低。
在实际温度测量中，常使用电桥作为热电偶的测量电路，用仪表当地指示温度的高低。
在变电站综合自动化系统中，用热电阻测量的温度信号要远传到变电站控制室或远方监控中心。
所以应采用温度变送器将温度变化引起的电阻值变化变换成适于各级转换的统一电信号。
1．热电阻测温电路
最常用的热电阻测温电路是电桥电路。
如图2-23所示。
R1、R2、R3是固定电阻，Ra是不同零电位器。
r1、r2、r3是导线电阻。
图2-23热电阻测温常用电路
Rt通过r1、r2、r3和电桥相连接，r1、r2阻值相等，当温度变化时r1、r2的变化量相同，由于r1、r2分别在不同的桥臂上，不会产生测量误差，r3在电源回路，对测量的影响很小。
当调整Ra使Ra+Rt=R4使电桥平衡时，则温度t的变化，从而使Rt的变化能直接由电桥检流计测得。
2．变压器油温信号的远传
以上所述的测温方法主要适用于就地测量显示。
当温度信号要进行远传时，需要采用和温度变送器相配合的测量方式，如图2-24所示。
图2-24变压器油温的变送原理
温度变送器的恒流源输出－恒定电流，在热电阻上形成电压信号，该电压信号和热电阻阻值成正比，测得该电压信号即可获得温度值，在温度变送器内，测量这个电压信号并转变为对应的直流电压输出，将温度变送器的输出信号接到系统测控单元部分，实现温度信号的测量远传。
第五节变电站实时时钟的建立和使用
在现代电力系统中，为实现精确的控制，正确地分析事件的前因后果，时间的精确性和统一性十分重要。
现代电网继电保护系统，AGC调频、负荷管理和控制、运行报表统计、事件顺序记录等均需要既精确又统一的时间。
在变电站综合自动化系统中，几个断路器的跳闸顺序，继电保护动作顺序，更需要精确统一的时间来辨识，为事故分析提供正确的依据。
一、实时时钟的建立
在变电站综合自动化系统中，重要的状态量变化均需带上时标信息，因此，必须建立实时时钟，这个时钟的分辨率应达到毫秒级。
电网内实时时钟的核心是要求统一，即要求各厂站和调度中心之间的实时时钟相一致。
从原理上讲，电网内各节点实时时钟的统一性要求胜过绝对准确性，因为直接使用的是时钟的相对一致性。
为了实现这个时间的一致性，各厂站测控系统若能接收同一授时源的时钟，一致性问题便迎刃而解了。
文献[]中介绍了接收高频无线电系统时钟、GPS系统时钟等几种方法。
比较而言，GPS系统时间精度高，接收方便，在变电站综合自动化系统中使用广泛。
1．GPS系统时间的接收
GPS是NavigationSatelliteTimingandRanging/GlobalPositioningSystem的缩写NAVSTAR／GPS的简称，这个系统是美国经过了20年的研究、实验和实施，1993年7月才完成的新一代卫星导航、定位和授时系统。
它由空间卫星、地面测控站和用户设备三大部分组成。
GPS系统空间导航卫星部分由24颗工作卫星和3个备用卫星组成。
工作卫星均匀分布在6条近似圆形轨道上，轨道距地面平均高度约为20200kM，每12小时绕地球运行一周，在全球的任何地方，任何时刻能同时收到4个以上的卫星信号，一旦某个导航卫星出故障，备用卫星可立即根据地面测控站的命令飞赴指定轨道进入工作状态。
在地面测控站的监控下，GPS传递的时间能和国际标准时（UniversalCo-ordinatedTime–UTC）保持高度同步，误差仅为1～10ns，这一点可直接用来为电力系统的控制、保护、监控、SOE等服务。
为了获得这个精确的授时信号，已有民用定时型GPS接收器可供选择使用。
这种接收器由接收模块和天线构成，其内部硬件电路和处理软件通过对接收到的信号进行解码和处理，从中提取并输出两种时间信号：
一是间隔为1s的脉冲信号1PPS，其脉冲前沿和国际标准时间的同步误差不超过1μs；二是经RS－232串行口输出的和1PPS脉冲前沿对应的国际标准时间和日期代码（时、分、秒、年、月、日），如图2－31所示。
图2-31GPS时间信息的接收
由于GPS接收器提供的同步脉冲和串行接口标准不一定满足微机装置在对时上的接口需要，串行口输出的国际标准时间也不同于我国显时习惯，故必须在GPS接收器的基础上，配置信号转换处理和显示部分，以适应我国实际使用的需要，如图2－32所示。
图2-32接收GPS卫星信号的同步时钟原理图
实际上，GPS接收器提供的1PPS信号是以秒为计时单位的，精确度为1μs，由于该信号的接收无需专用通道，不受地理、气候的影响，是电网统一时间的理想源。
2．装置内时钟的建立
如上所述，GPS只提供精确到微秒的秒级时间，和电网内要求的毫秒级时间信号尚有距离。
因此，电网系统内每一套测控或监控系统本身尚需建立毫秒级实时时钟，GPS提供的秒为单位的精确时间信号可用来对毫秒级时钟的对时或修正。
微机化测控或监控系统内的实时时钟通过硬件和软件相结合的方式建立实时时钟。
硬件上可采用CPU和一片INTEL8253接口芯片来实现，例如将Intel8253初始化为方式0，写入对应一毫秒对应的计数值。
每当8253计数结束，即一毫秒到达时，其OUT输出高电平，作为中断请求信号向CPU提出中断，CPU响应中断写入新的计数值。
为了记录实时时钟，可设置实时时钟区，如图2－33所示。
图2-33实时时钟存储区结构
每当接收到实时时钟中断后，CPU就通过软件在时钟区内增加1ms，并适时调整时钟进位。
在具有秒级对时（例如GPS）的系统中，实时时钟实际上分为两个部分，一部分是两字节的ms级时钟，由CPU中断累加计数，另一部分是图2－33所示的高7个字节组成的时钟，由GPS对时钟发进位，ms级时钟（不允许其进位）只作为其ms秒级的计数，并由秒级对时脉冲清零。
由这两部分构成的时钟，秒级部分具有极高（1μs）的精确度，ms级部分的精度取决于微机软、硬件的配合，但在1s内积累的误差极其有限。
因此，由此构成的实时时钟，其精确度和统一性得到保证，满足了电网、变电站实时监控系统、综合自动化系统的要求。
二、实时时钟的统一对时
电力系统中实时时钟的对时包括如下几个方面。
第一是变电站综合自动化系统内，变电站内标准时钟的建立可以采用多种方式，其中包括接收GPS标准时，但变电站内需要时标的测控装置有多个（集中式或分散式），不可能每个需要实时钟的单元都设置实时时钟接收装置，而是用一个实时时钟接收装置得到的实时时钟，对每个需要实时时钟的单元进行对时，实现时钟的统一。
第二是调度中心（或集控中心）和变电站之间的对时，第三是调度中心之间的对时。
从理论上讲，后两种情况实现对时后能节省被对时方的精确授时装置。
上述三种上级对下级的对时能确保真正意义下的全网统一时钟。
为了实现上级调度对下级调度或厂站之间的对时，新部颁CDT规约提供了通信双方对时机制。
简述如下：
1．对时原理
采用CDT规约通信对时原理如下：
当被对时站（子站）开始工作后，对时站（主站）首先将自身的时钟通过报文下达到子站，子站接收后写入子站时钟区，建立子站时钟。
经过一定时间（例5分钟）后，主站发出召唤子站时钟命令，并记录当前时间，子站接收到命令后，将子站时间以及等待发送时间报告主站，主站根据接收到的子站时钟和当前时间，计算出对子站时钟的校正量C，并将C传送到子站，由子站将C加到当前时钟上。
经过一定时间后，重复上述过程，实现主站对子站的时钟统一。
原理如图2－34所示。
图2-34主站对子站的对时过程
图中Tm1——主站发送设置时钟命令时，主站时钟读数；
T1——设置时钟命令的码长时间；
Ts1——收到设置命令后子站置入时钟的时间；
Δt2——上行通道延时；
Δt1——下行通道延时；
Tm2——主站发送召唤子站时钟帧时，当CPU向串行口写入同步字第一个字符时主站时钟读数；
T2——召唤子站时钟命令的码长时间,T2=（2×48×1000）/波特率（ms）,2×48是召唤子站时钟命令的长度（位）；
Ts2—收到召唤子站时钟命令后的子站时钟读数，在判定该命令帧类别的时刻读取；
Ts3——返送时钟插入传送的时间，即发送返送时间时，CPU向串行口写入第一个信息字节时子站读取的时钟数；
T0——收到召唤子站时钟命令后，子站向主站返送子站时钟而等待的时间，T0=Ts3-Ts2;
T3——返送子站时钟信息字的码长时间,T3=（2×48×1000）/波特率（ms）,2×48是返送子站时钟信息的长度（位）；
Tm3——主站收到子站返送时钟信息字后的主站时钟读数。
2．校正值计算方法
时钟校正值计算的基点时刻是子站接收到主站召唤时钟命令，读取子站时钟TS2的时刻。
对主站端来说，此时实时时钟应为
Tm2+T2+∆t1
因此，校正值C为
C=Tm2+T2+∆t1-Ts2（2-123）
考虑到上行通道延时∆t2和下行通道延时∆t1基本相等，并设为∆t，则
∆t=
（∆t1+∆t2）=
[Tm3-Tm2-T2–T3–T0]（2-124）
所以C≈Tm2+T2+
[Tm3-Tm2-T2–T3–T0]-Ts2
=
[Tm3+Tm2+T2–T3–T0]-Ts2（2-125）
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