《微机远动系统》PPT课件.ppt

第一节厂站端远动装置,一、远动装置的功能电力系统远动系统通常由主站（调度端）、通道和若干子站（厂站端）组成，如图3l所示。厂站端远动装置的主要功能如下：采集各种微机保护、自动装置信息。装置通过网络方式与保护、测控装置及其他智能装置通信。保护测控装置和电度表等装置的遥信、遥测、遥脉量以及其他通信信息均直接可以送往远动装置。实现对变电站电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、频率的测量，采集直流量并向上级主站传送。,接受、执行主站命令。接受远方主站发送的控制命令及返送校核，并下发给相关装置执行。这些命令包括上装下装定值、遥控、遥调、循检、信号复位等。远方命令记录和查询。装置记录所有来自所有控制源的命令，包括遥控选择、遥控执行、遥调、修改定值选择、修改定值执行、信号复归等。所有这些信息可以通过多种查询条件进行检索和查看。实现与管理远动通信、与集控中心通信。装置承担与调度、集控中心计算机系统通信任务，可以连接多个主站，信息可以根据各个主站的要求进行定制。本装置可以同时用作保护信息子站和远动终端。,接收并执行对时命令。通过GPS可实现自动对时和统一系统时间。装置可以外接独立的GPS装置。所有的CPU板的对时精度可以保持高度一致。信息的合成计算。根据用户需要，装置可以将多个采集信息按照一定规则编辑、合成为一个信息，并将这些信息转发到调度、集控站或后台监控系统。这样既降低总信息量，又解决自动判断合理性问题，为用户提供安全的选择机制。网络在线维护和监测。通过此功能调试人员能够方便地维护、修改和监测本装置运行情况，可以监视运行打印信息，监视网络和串日报文、数据库查看、人工置数、文件传输、远程启动等。使得变电站改造或升级更加方便快捷，提高维护和调试效率。,采集事件顺序记录并向上级主站传送。支持大容量存储。装置可以支持大容量的存储，用于存储波形文件、历史事件记录、远方命令等信息，并且可以通过上传到调度，也可以通过调试工具进行条件检索和查看。具有程序自恢复和设备自诊断功能。11具有通道监视功能。12具有接收和执行复归命令的功能。13具有当地显示功能。14调试功能。通过串行接口可以当地调试，通过以太网络可当地远方调试。15具有上电及软件自恢复功能；具有软、硬件Watchdog。（看门狗）,二、运动装置的技术要求（1）可靠性高 远动装置在电力系统中是作为监控的设备，自然要求它具有高度的可靠性。可靠性包括装置本身的可用性及信息传输可靠性两个主要方面。可用性是指装置正常运行的能力，它是用平均故障间隔时间来衡量。平均故障间隔时间是指远动装置在两个故障间的平均正常工作时间。远动装置在传输信息过程中，会因为干扰而出现差错，传输可靠性是用信息的差错率来表示的，即差错率一信息出现差错的数量传输信息的总数量。（2）实时性强调度所要求电力系统的实时信息，特别是在电力系统故障时要求迅速地获得故障信息，以便及时处理故障。实时性常用“传输时延”来衡量，它是指从发送端事件发生到接收端正确地收到该事件信息这一段时间间隔。,三、厂站端的远动装置及发展 1厂站端的运动装置的发展 在20世纪6070年代，厂站端的远动装置主要使用的是远程终端（RTU，Remote Terminal Unit）。硬件式远动装置主要体现为晶体管或集成电路构成的无触点远动装置WYZ或者数字式综合远动型远动装置SZY，均属于布线逻辑式远动装置，所有功能均由逻辑电路实现，现已经基本淘汰。到了20世纪80年代后，软件式远动装置主要体现为基于微机原理构成的远动装置（微机远动装置），功能由软件程序实现，具有功能强、可扩充性好、结构简单、稳定可靠等优点，得到普及应用。远动终端（RTU）是电网调度自动化系统中安装在发电厂、变电站的一种具有四遥远动功能的自动化设备，是远离调度端对变电所现场信息实现检测和控制的装置。RTU在电网调度自动化系统中具有重要的作用。电网调度自动化系统结构可以描述为：调度端SCADAEMS十远动信道十厂站端 RTU。,电网调度自动化系统又称作能量管理系统(EMS-Energy Management System)，是以计算机技术为基础的现代电力综合自动化系统，主要用于大区级电网和省、市级电网调度中心，主要为电网调度管理人员提供电网各种实时的信息(包括频率、发电机功率、线路功率、母线电压等)，并对电网进行调度决策管理和控制，保证电网安全运行，提高电网质量和改善电网运行的经济性。一般EMS系统由硬件平台(HP AlphaServer服务器)、操作系统平台(Tru64 Unix、Oracle/Sybase)、EMS/DMS支撑平台(RTE、RTDB、MMI)、电力系统基本应用和电力高级应用软件(PAS)等组成。SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition)即数据采集与监视控制系统，它是EMS的基础模块，主要完成数据的收集、处理解释、存储和显示，并把这些实时信息传递给其它应用模块。主要功能：信息处理控制、报警与处理、事件顺序记录(SOE)、事故追忆反演(PDR)。,现在发电厂、变电所中还有部分使用硬件式RTU作为厂站端远动装置，但是随着发电厂、变电所综合自动化的发展和普及，尤其变电站自动化技术的发展，远动装置的性能和形式也在不断更新，它将逐渐被综合自动化系统归并。当厂站端实现综合自动化后，由于是智能化装置，因此它不仅取代了所有变送器，省去了控制电缆，还有控制保护、故障录波、事件顺序记录、极值记录、远动等多种功能。取代了变送器、RTU全部仪表、继电保护、远动、故障录波、事件记录等大量常规设备，具有极高的性能价格比。所以厂站端就不存在独立的RTU装置了，RTU只是厂站端综合自动化的一个模块。,近些年，随着网络技术的发展，变电站自动化技术从集中式向分布式发展，变电站二次设备不再出现常规功能装置重复的 IO现场接口，能够通过网络真正实现数据共享、资源共享，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块。以太网技术正被广泛引入变电站自动化系统过程层的采集、测量单元和间隔层保护、控制单元中，构成基于网络控制的分布式变电站自动化系统，系统的通信具有实时性、优先级、通信效率高等特点。所以厂站端的远动装置功能逐渐利用网络技术，通过逻辑的功能模块来实现，是远动装置的发展方向。,下边分别说明这些远动装置的形式。2远方终端装置（RTU）（1）远方终端装置的信息 在RTU中，信息可以分为两大类。上行信息。这类信息包括遥测量，如有功功率、无功功率、电流、电压、频率等信息，以及模拟量越限（如电流量超越上限，电压量超越下限等）时，RTU发送到调度中心的相应信息。遥信量信息包括断路器、隔离开关的位置信息以及继电保护装置的动作情况等一些状态量信息。由RTU发往调度中心的信息，称为上行信息。下行信息。调度中心为了改变发电厂和变电站的运行方式，通过调度自动化系统进行频率、有功功率和无功功率的调节，必须下达控制和调节的命令。这种命令是自上而下发出的，故称为下行信息。下行信息主要包括下述几种。a校时信息。实现整个系统时钟的统一。b查询信息。例如，要求RTU无条件地送一遍全部数据，选测某些遥测量，检查某些断路器的运行状态等。C遥控命令。下达的断路器分、合闸命令。d遥调命令。设置保护定值信息，设置主变压器分头位置命令等。,（2）远方终端装置RTU的基本功能 对于RTU的基本功能。RTU没有规定一个完整的功能目录，可以根据实际的现场需要添加各种各样的功能，但必须至少具有以下四种功能。实时数据的采集、预处理和上传数据。RUT的基本功能就是独立完成数据采集工作，将现场信息转换部分送来的信息，包括对遥测YC、遥信YX量进行采集、滤波、整理和存储，有些量还要进行一定的系数处理，然后按照一定的规约，将数据整理发送到调度端。对事故和事件信息进行优先传送。该功能加强了调度自动化系统在电网监视过程中对突发事件的快速反应能力。也就是说，不管RTU当前正在处理什么工作，只要旦发现系统有事故或事件发生，就应立即停止现行工作，把事故或事件信息迅速发送到调度端。接收调度端下发的命令并执行命令。该功能是调度自动化系统提供给电网管理的又一技术措施。它主要是能够接收遥控操作命令，并执行命；另外，还能接收调度端下发的各种召唤命令、对时命令、复归命令等，对有些命令的执行还要将执行结果汇报给调度端。例如，断路器的分、合闸；无功补偿设备的投入和切除，进行有功、无功的调节，有载调压等操作。,本地功能。RTU还要能够处理由键盘或其他装置发送的人机对话信息，如通过本机键盘进行YC、YX量的观察，RTU运行模式的设置，遥控YK、遥调YT的操作等。（3）远方终端装置的硬件结构 自厂站端远动终端微机化以来，其结构发生明显变化。早期的微机化远动终端多为单CPU，即所有的数据处理由一个CPU完成，各种功能的扩展（如遥信采集、遥测采集）通过输入输出口实现。随着电力系统生产管理现代化的进程不断加快，要求实现厂站自动化，厂站需要监控的信息量不断增大，实时性要求不断提高，因此单CPU的远动终端受到了扩展能力、数据处理能力、实时性、设置的灵活性等诸多的限制。由于计算机工业的飞速发展，使得各类器件的性能价格比不断提高，为远动终端采用多 CPUI作方式提供了必要的物质基础。,当然，不论是单CPU的还是多CPU的远动终端，其所要完成的功能都是一致的。远动终端除要完成“四遥”（遥信、遥测、遥控、遥调）功能以外，还应完成电能（脉冲量）采集、远程通信、当地功能（键盘输入、显示输出）等。远动终端的硬件结构通常是按RTU所需完成的功能进行设计，框图如图32所示。图中，RTU的硬件结构主要由七大部分组成：遥信、遥测、遥控、遥调、电能、键盘显示和通信。各部分均可带有CPU，组成特定功能的智能模板。每一种功能模板所处理的信息量是一定的，当信息量较大时可用多块功能模板。各模板之间的数据交换是通过外部总线完成，外部总线可以是并行总线，也可以是串行总线。主机是远动装置的核心，犹如一个人的大脑，它分析和处理各方面采集过来的信息，把它们组合成一定的格式向主站发送，并且接收、解释和执行主站发出的命令。主机处理遥测模块 AD转换的数据，并把它存入内存。如有遥信变位，则主机接收到遥信中断信号，用软件计算出变位的序号，更新内存中的遥信状态存储。主机接到调度下达的遥控、遥调命令后，解释出来送到各功能板执行命令。一般地，主机采用内部总线和外部总线相结合的方式，从而保证可扩性，二者由硬件实现切换；,ROM和RAM保证提供程序模块；采用可编程通信接口；采用中断控制器扩充中断申请级；设计统一的中断管理程序，用软件手段提供程序中断申请，它们具有与硬件中断一样的排队、识别、屏蔽等特点；采用定时器提供工作时钟；通过并行口实现对数字量的输入与输出控制。遥测模块在电力系统远动中，需要遥测多路模拟量。多路模拟开关对各模拟量进行一个一个的采样，采样值经AD转换后变成数字量，然后送入并行接口供CPU进行处理。遥信模块由遥信量输入回路、光电耦合器件、译码电路以及外围电路组成。通过遥信量输入回路把一些位置信号的情况反映给CPU，使其确定开关是在“1”状态还是在“0”状态。遥控模块对于自动化系统来说是个重要的操作，因此要求具有高度的可靠性。遥控的操作过程如下：调度瑞先向执行端发出遥控对象和遥控性质的命令，执行端收到并经CPU处理以后向调度端发出校核信号。调度端收到执行端发来的校校信号后，与下发的命令进行比较，在校核无误的情况下，再发出执行命令。执行端收到命令后，完成遥控操作，经过一定的延时后，自动发出清除命令，为接收下一个遥控命令做好准备。可见，遥控操作包括以下三个环节：发遥控对象和遥控性质命令，返送校核命令，发执行命令。,（4）RTU实例GR90 RTU装置 GR90 RTU采用分层、分布式结构，可构成独立的分站控制机，具有超大容量、多规约、多通信口等特点。GR90 RTU可用不同规约与不同主站通信，主机的两条高速通信链路可连接3163块1O板，每块板有独立处理器，通信速率达250KbPs。其精度为005，SOE分辨率lins，不受点数影响；GR90主要功能为状态输入、报警输入、脉冲累积输入、事件顺序记录（SOE）、模拟量输入输出、开关控制输出和可编程控制（PLC），可以完成诸如自动发电控制（AGC）、变压器分接头调整、泵站阀门调节等特殊应用功能。功能特点如下。GR90主CPU模块（GR90M）每一模块包括一个功能强大的32位微处理机以及在VME板上的支持电路。主CPU包括一个GR90 M逻辑板、个GR90 M串口接线板及一个维护诊断通信口。有两条高速通信链路连接1O板、7个串口连接各种IED。GR90 A是GR90的模拟量输入模板，它是由 GR90 A接线端子板和GR90 A逻辑板组成。直流模拟量输入模块（GR90A 32AI）每一模块由一个专用的68MCll CPU连续不断地扫描所有32个变送器点的输入。模拟量值经过缓冲送入主CPU模块。,变电站综合自动化系统的结构主要由站控层（也称变电站层）与间隔层,人员能实现对全站电气设备的运行监测和操作控制。远动工作站。远动工作站具有远动数据处理及通信功能，远动信息可通过以太网和远动工作站传送至远方各级调度部门；也可直采直送，即直接接收来自间隔层测控装置数据，进行必要处理，按照调度端所要求的远动通信规约，完成与调度端的数据交换。工程师工作站。工程师工作站主要供综合自动化系统维护管理员进行系统维护使用，可完成数据库的定义和修改，系统参数的定义和修改，报表的制作和修改，以及网络维护、系统论断等工作。GPS对时系统。全站设置卫星时钟同步系统，接收全球卫星定位系统GPS的标准授时信号，对站内综合自动化系统和继电保护装置等有关设备的时钟进行校正，保证全站时钟的一致性。,间隔层设备主要包括测控装置、间隔层网络、与站控层网络的接口和继电保护通信接口装置等。间隔层设备直接采集和处理现场的原始数据，通过网络传送给站级计算机，同时接收站控层发出的控制操作命令，经过有效性判断、闭锁检测和同步检测后，实现对设备的操作控制。间隔层也可独立完成对断路器和隔离开关的控制操作。间隔层设备通常安装在各继电器小室，测控装置接电气设备间隔配置，各测控装置相对独立，通过通信网互联。网络设备包括站控层网络设备和间隔层网络设备，通常由网络集线器、交换机、光电转换器、接口设备和传输介质等组成。站控层网络设备主要有集线器或网络交换等设备，负责站控层设备间以及站控层与间隔层网络设备间的通信功能。间隔层网络设备通常由集线器或网络交换设备等组成，实现间隔层设备与站控层网络设备及间隔层设备之间的通信。,网络传输介质可采用屏蔽双绞线、同轴电缆、光缆或以上几种方式的组合。分层分布式变电站综合自动化系统的信息上传流程为：反映电网运行状态的各个电气量、非电气量通过不同的变换器或传感器转换成一定幅植范围内的模拟电信号；模拟量通过测控装置的 AD变换电路转换为数字信号，状态量通过开入量采集电路变换成数字信号，测控装置将获取的数字量进行编码并以一定的通信协议传送到站控层的通信网络；通过站内通信网络实现间隔层设备与站控层设备信息共享，通过远动工作站和专用远动通道向远方控制中心及调度中心传输信息。信号下传则按相反的流程传输，控制命令的执行通过测控装置的开出单元输出，作用到对应设备的控制回路。变电站综合自动化的通信功能包括系统内部的现场级间的通信和自动化系统与上级调度的通信两部分。,综合自动化系统的现场级通信，主要解决自动化系统内部各子系统与上位机（监控主机）和各子系统间的数据和信息交换问题，它们的通信范围是变电站内部。对于集中组屏的综合自动化系统来说，实际是在主控室内部；对于分散安装的自动化系统来说，其通信范围扩大至主控室与子系统的安装地，最大的可能是开关柜间，即通信距离加长了。综合自动化系统必须兼有RTU的全部功能，应该能够将所采集的模拟量和状态量信息，以及事件顺序记录等远传至调度端；同时应该能够接收调度端下达的各种操作、控制、修改定值等命令。即完成新型RTU等全部四遥功能。,综合自动化系统前置机或通信控制机具有执行远动功能，会把变电站内所相关信息传送控制中心，同时能接收上级调度数据和控制命令。变电站向控制中心传送的信息通常称为“上行信息”；而由控制中心向变电站发送的信息，常称为“下行信息”。这些信息是变电站和控制中心共用的，不必专门为送控制中心而单独采集。这些信息可按“四遥”功能划分，主要包括如下。(1）遥测信息 变电站遥测信息很多，主要包括下列部分：三绕组变压器两侧有功功率、有功电能、电流及第三侧电流，二绕组变压器一侧的有功功率、有功电能、电流。35kV及以上线路及旁路断路器的有功功率（或电流）及有功电能量；35kV以上联络线的双向有功电能量，必要时测无功功率。各级母线电压（小电流接地系统应测3个相电压，而大电流接地系统只测1个相电压）；所用变压器低压侧电压；直流母线电压。10kV线路电流；母线分段、母联断路器电流；并联补偿装置的三相电流；消弧线圈电流。用遥测处理的主变压器有载调节的分接头位置。计量分界点的变压器增测无功功率。主变压器温度；保护设备的室温。,（2）遥信信息 所有断路器位置信号；断路器控制回路断线总信号；断路器操作机构故障总信号。35kV及以上线路及旁路主保护信号和重合闸动作信号；母线保护动作信号；主变压器保护动作信号；轻瓦斯动作信号；距离保护闭锁总信号；高频保护收信信号。调节主变压器分接头的位置信号；反映运行方式的隔离开关位置信号。电站事故总信号；变压器冷却系统故障信号；继电保护、故障录波装置故障总信号；直流系统异常信号；低频减负荷动作信号。小电流接地系统接地信号；变压器油温过高信号；TV断线信号。继电保护及自动装置电源中断总信号；遥控操作电源消失信号；远动及自动装置用UPS交流电源消失信号；通信系统电源中断信号。,（3）遥控信息 变电站全部断路器及能遥控的隔离开关。可进行电控的主变压器中性点接地刀闸。高频自发信启动。距离保护闭锁复归。（4）遥调信息 有载调压主变压器分接头位置调节。消弧线圈抽头位置调节。以上列出的内容为变电站远传的基本信息。在实施过程中，需根据具体变电站的实际情况进行增减。,4.厂站端的网络化数据通信系统 随着网络技术在电力系统的应用。厂站端的二次设备发生了根本性变革。数字化变电站中以非常规互感器代替了常规继电保护装置、测控等装置的ic部分；以交换式以太网和光缆组成的网络通信系统替代了以往的二次连接电缆和回路；基于微电子技术的IED设备实现了信息的集成化应用，以功能、信息的冗余替代了常规变电站装置的冗余，系统可实现分层分布设计；智能化一次设备技术的实现使得控制回路实现了数字化应用，常规变电站部分控制功能可以直接下放，整个变电站可实现小型化、紧凑化的设计与布置。从物理上看，数字式变电站仍然是一次设备和二次设备（包括保护、测控、监控和通信设备等）两个层面。由于一次设备的智能化以及二次设备的网络化，数字式变电站一次设备和二次设备之间的结合更加紧密。从逻辑上看，数字式变电站各层次内部及层次之间采用高速网络通信，三个层次关系如图34所示。从图34可以看出，数字化变电站自动化系统在逻辑结构上分为三个层次，这三个层次分别称为变电站层、间隔层、过程层。,过程层是一次设备与二次设备的结合面，或者说过程层是指智能化电气设备的智能化部分。过程层的主要功能分如下三类。实时运行电气量检测。主要是电流、电压、相位以及谐波分量的检测，其他电气量如有功。采集传统模拟量被直接采集数字量所取代。运行设备状态检测。变电站需要进行状态参数检测的设备主要有变压器、断路器、隔离开关、母线、电容器、电抗器以及直流电源系统等。在线检测的内容主要有温度、压力、密度、绝缘、机械特性以及工作状态等数据。操作控制命令执行。操作控制命令的执行包括变压器分接头调节控制、电容、电抗器投切控制、断路器、隔离开关合分控制以及直流电源充放电控制等。,间隔层的主要功能是：汇总本间隔过程层实时数据信息；实施对一次设备的保护控制功能；实施本间隔操作闭锁功能；实施操作同期及其他控制功能；对数据采集、统计运算及控制命令的发出具有优先级别控制；执行数据的承上启下通信传输功能，同时高速完成与过程层及变电站层的网络通信功能，上下网络接口具备双口全双工方式以提高信息通道的冗余度，保证网络通信的可靠性。,变电站层的主要任务是：通过两级高速网络汇总全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，按时登录历史数据库；将有关数据信息送往电网调度或控制中心；接收电网调度或控制中心有关控制命令并转间隔层、过程层执行；具有在线可编程的全站操作闭锁控制功能；具有（或备有）站内当地监控、人机联系功能，如显示、操作、打印、报警等功能以及图像、声音等多媒体功能；具有对间隔层、过程层设备的在线维护、在线组态、在线修改参数等功能。通信网络作为实现变电站自动化系统内部各种IED，以及与其他系统之间的实时信息交换的功能载体，它是连接站内各种IED的纽带，能满足通信网络标准化。数字化变电站内设备之间连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的 1O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源共享，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块。,第二节遥信量的采集和处理 电力系统中的厂站端的参数、状态、调度所的操作、调整等命令都是“信息”。远动装置远距离传送这种信息，以实现遥测、遥信、遥控、遥调等功能。图3七给出了远动装置遥测、遥信原理框图。被监控的厂站端要将遥测、遥信量送到调度去显示或记录。遥测量经过变送器后，通常变成SV直流模拟电压，输入模数转换器。模数转换器将输入的模拟电压转换成数字量，再送给遥测、遥信编码器，编码器将输入的并行数码变成在时间上依次顺序排列的串行数字信号，而遥信是开关量，可以直接输入编码器。对遥信信息，发送端把多个遥信对象编成一组，每个对象的状态用一位二进制数，即一位码元表示。为此，需要对遥信对象的状态进行采集编码，方能形成遥信码字。接收端将收到的遥信信息通过灯光或其他方式进行显示，使调度人员能直接观察到遥信对象的状态，从而实现远方监视。,在远动系统中传送的信号，在传输过程中会受到各种干扰，可能使信号发生差错，为了提高传输的可靠性，对遥测、遥信的数字信息要进行抗干扰编码，以减小由于干扰而引起的差错。由于数字信号一般不适宜直接传输，所以要用调制器把数字信号变成适合于传输的信号。例如把数字信号变成正弦信号传输，这样厂站端就把调制后的遥测、遥信信号发送出去，送到调度端。接收端首先用解调器把正弦信号还原成原来的数字信号，再由抗干扰译码器进行检错，检查信号在信道上传输时因干扰的影响发生错码。检查出错就放弃不用，检查正确的经规约转换成后台数据显示。对于遥控、遥调，调度是发送端，厂站是接收端。遥控、遥调命令的传送原理和上述相同，遥控、遥调命令经命令编码器编成串行的数码，送到抗干扰编码器、调制器后发送出去。接收经解调器和抗干扰泽码后，送给命令寄存器，以输出执行。本节主要描述遥信的采集和处理问题。,一、遥信信息及来源 遥信信息是二元状态量，即是说对于每一个遥信对象而言它有两种状态，两种状态为“非”的关系。因此一个遥信对象正好可以对应计算机中二进制码的一位，“0状态与“1”状态。在电力系统中，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，告警信号的有无，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自身的工作状态等。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。按国际电工委员会IEC标准，以“0”表示断开状态，以“1”表示闭合状态。,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引出，断路器触点是在断路器的操动机构中与断路器的传动轴联动的，所以，断路器触点位置与断路器位置一一对应。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。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与事故跳闸，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。其他信号的采集。当变电站采用无人值班方式运行后，还要增加大门开关状态等遥信信息。,二、遥信量的采集 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RTU就完成了遥信信息的采集。图36所示就是遥信信息采集的输入电路。断路器和隔离开关等的位置状态信息都取自它们的辅助触点，辅助触点的开合直接反映出该设备的工作状态。为了防止因辅助触点接触不良而造成差错，这些触点回路中所加的电压一般都比较高，例如直流24V、48V等。电气设备的辅助触点离远动装置通常比较远，连线较长。为了避免这些连线将干扰等引人远动装置，RTU与触点回路之间要有隔离措施。,图36（a）是用继电器隔离的示意图。断路器在断开状态时其辅助触点使继电器K不动作，将低电平“丫信号引入远动装置。断路器为闭合状态时继电器 K释放，引人远动装置的是高电平“l”信号。图36（b）是用光电耦合隔离的示意图。当断路器在断开状态时，其辅助触点没有将光电耦合器的发光二极管回路接通发光，导致光敏三极管发射极输出低电平“矿信号。当断路器为闭合状态时，发光二极管回路通，光敏三极管通，其发射极输出高电平“l”信号。光电耦合器件体积小，具有较好的抗干扰能力。,并行接口芯片同样可以实现遥信量的采集，如图38所示。lute18255芯片共有 PA、PB、PC三个口，每口 8位，可用软件将这三个口设置为输入方式，能实现24路遥信量采集。,四、遥信量变位的检测 电力系统中的断路器的状态平时一般很少变动。如果厂站端重复发送内容不变的遥信数据给调度端就没有多大意义，并且占用了信道和装置的工作时间。但是，一旦电力系统中由于发生故障或其他原因使断路器动作，其状态发生变化，必须及时传向调度端，以利于事故的处理。因此，遥信信息一般可采用无遥信变位时不发送；一旦发生遥信变位，则插入传送的方式。遥信信息在采集和处理上有不同的方式：检查设备状态是否变位，常采用软件定时扫查和变位触发。在软件扫查方式中，CPU不断扫查各断路器的状态，如发现有变位就予以处理。在硬件变位触发中断方式中，以专用的硬件对断路器位置状态进行监视，如发现变位就申请中断，由CPU进行处理。,1定时扫查方式 遥信信息不同于遥测信息，它不是随时随刻都在变化。通常情况下状态是不变化的，而状态的改变往往又是瞬时完成的。因此对遥信量采集时，CPU定时对开关量扫描，所得数据存入内存的遥信数据区。检查开关量是否变位就是检查开关现在的状态是否和上一次相同。因此CPU必须不断地对开关量扫描，将遥信数据读人后，还必须和内存中原有的相应数据进行对比。如两者相同，遥信无变位，则不作处理。如两者不相同，说明有断路器变位，于是就把内存中相应的遥信数据更新，并对变位遥信进行必要的处理。通常系统对遥信采集有一分辨率的指标，即对同一遥信量的前后两次扫查的时间间隔。根据分辨率可以设定遥信扫查的时间间隔，般将遥信扫查置于实时时钟中断服务程序中，每一个等时间间隔，如 110ms，都要对全部的遥信量进行一次扫查，这样构成的扫查方式为定时扫查方式。遥信定时扫查模式在每一个定时间隔中都要进行全遥信扫查，如果采集的遥信量大，同时要求分辨率高，则会加重CPU的负荷，影响CPU对其他中断的响应速度，延长程序的执行时间，降低了实时性。这些问题的解决通常采用智能遥信采集，即用一CPU专门负责遥信采集，构成多CPU的RTU系统结构。如果是单CPU结构的RTU系统，要有高的遥信分辨率，同时又有整体的实时性，则可以遥信变位触发方式加以实现。,2变位触发中断方式 用专用硬件来监视断路器变位，其主要特点是反应快，同时也节省了软件扫查方式中CPU用于扫查的时间。当断路器变位时，断路器辅助触点位置发生变化，同时向CPU提供相应的断路器跳闸变位信息或申请中断。8279芯片发现有断路器变位时，就提出中断申请。CPU响应这一中断申请后，从传感器中读取断路器状态数据，并与内存中遥信数据区所存的内容比较以确定发生变位的断路器，更新内存中遥信数据区的内容，同时记下断路器变位的时间，并对变位遥信作必要的处理。,五、事件顺序记录（SOE）事件指的是运行设备状态的变化，如开关所处的闭合和断开状态的变化，保护所处的正常或告警状态的变化。电力系统发生事故后运行人员从遥信中能及时了解断路器和继电保护的状态改变情况。为了分析系统事故不仅需要知道断路器和保护的状态，还应掌握其动作的先后顺序及确切的时间。遥信并不附带时间标记。把发生的事件（断路器或保护动作就是一种事件）按先后顺序将有关的内容记录下来，这就是事件顺序记录。事件顺序记录主要用于提供时间标记，表明什么事件在何时发生，因而记录的内容除断路器号及其状态外，还应包括确切的动作时间。事件顺序记录与遥信变位密切相关。遥信变位采集时如发现有变位遥信就立即进行事件顺序记录，记下当时的时间并进行其他的相应处理，如确定变位的断路器号、更新遥信数据区内容等。变位遥信断路器号、状态及其动作时间等被存入内存中的事件顺序记录区，在适当时间发往调度。,事件顺序记录的时间就是发现遥信变位的时间。以扫查方式采集变位遥信时，对遥信断路器状态按组逐一进行扫查。当扫查到某一组发现有断路器变位时，除记下断路器的序号外，还可立即记下当时的实时时间作为变位的时间标记即事件顺序记录时间，然后继续扫查下一组。这种读取事件顺序记录时间的方法可称为立即记时法。另一种方法是在扫查各组断路器状态时如发现有断路器变位只记下断路器的序号，等各组断路器全部扫查完毕，最终记下结束时的实时时钟值作为事件顺序记录时间，这可称为最终记时法。显然，最终记时法对于在同一次扫查中检测到的断路器变位是使用同一事件顺序记录时间。,事件顺序记录及故障录波按事件性质可分三级：一级为变电站发生事故时断路器变位，继电保护动作或主变压器重瓦斯保护动作，低频保护、备用电源自投装置动作，或变电站事故总信号动作；二级为变电站主变压器出现异常情况记录，如主变压器轻瓦斯保护、有载调压开关瓦斯保护、油温过高、压力释放阀动作及油色谱分析报警，另外小电流接地系统、单相接地或消弧线圈动作等，三级为变电站除变压器异常运行外的预告信号，如断路器控制回路断线或操作机构故障、UPS故障、消防、保卫报警等。对一级事件应优先传送，事件分辨率要求变电所内小于sins，微机保护或监控采集环节要有足够的存储量，以确保当监控系统或调度（控制）中心主站系统通信中断时不丢失事件信息。对小电流接地系统的单相接地，应有区别接地动作和接地消失的功能，并累计接地时间，使CRT上能显示单相接地故障的系统极限运行时间。如有单相接地自动选线装置，则应显示接地线路名称及接地时间。,事件分辨率指能正确区分事件发生顺序的最小时间间隔。若每sins调一次遥信扫查子程序，事件分辨率为 5 ms，即在前后两次遥信扫查之间变化的遥信均视为同一时刻变化。因此改变遥信扫查的周期，可改变事件分辨率，或者说可根据事件分辨率的要求，确定遥信扫查的周期。站内分辨率和站间分辨率（或系统分辨率）是事件顺序记录的主要技术指标。站内（或站间）分辨率是指站内（或站间）发生的两个事件能被分辨出来的最小时间间隔。规约中要求，站内分辨率应小于10ms，系统分辨率应小于20ms。为了保证系统分辨率，全系统应该参照同一个时间标准，即必须建立全网的统一时钟。一种统一全网时钟的方法是由主站周期性地向各RTU发送时钟命令，各RTU以主站的实时时钟为标准对本站实时时钟的各计数单元进行修正，达到统一时钟的目的。另一种方法是在主站和各RTU处分别配标准时钟信号的接收装置，接收天文台发出的无线电校时信号或GPS（全球定位系统）提供的标准时钟信号。,六、报警处理 当非正常操作时，断路器变位信号、保护故障动作信号、监控和保护设备异常状态信号以及数据采集的状态量中其他报警和异常信号，都为异常状态报警。报警方式主要有自动推出画面、报警行、音响提示（语音或可变频率音响如闪光报警，信息操作提示如控制操作超时等）。七、提高遥信信息可靠性的措施 电网调度自动化对远动系统中遥信采集的可靠性和准确性的要求极高，要求在硬件和软件两个环节加以充分的保证。在硬件方面首先要保证强电系统和弱电系统的信号隔离，通常采用继电器隔离和光电耦合隔离。两种器件虽然都能达到信号隔离的效果，但输入输出状态变化的响应时间不同。继电器有几毫秒至几十毫秒的时延，中速光电耦合器只有几个微秒。因此继电器常用于分辨率要求不高的场合，现在远动中基本上都采用光电耦合器作为遥信信号的隔离。,在软件方面不能以一次读取的遥信状态为准，因为一次读取的数据可能是受到干扰的，或是在遥信状态变化过程中读取的，带有随机性（对于TTL电平而言，00SV为低电平，2SV为高电平，08ZV的电平不稳定）。另外辅助接点在闭合和断开时都不同程度产生抖动，因此不能以一次瞬时的状态来表示遥信状态，必须连续多次读取状态，以其每次读取均相同的状态作为遥信状态，这样才能保证遥信信息的正确性和可靠性。,第三节遥测量的采集和处理,一、遥测信息及其来源 在对电力系统运行状态进行监测过程中，除了要获取前面介绍的遥信信息外，还有一类重要的信息遥测信息。调度中心必须随时掌握全网的运行情况，以便形成控制电网正常运行的命令。在反映全网运行状态的信息中，遥测量信息是其中的非常重要的部分。遥测信息是表征系统运行状况的连续变化量。遥测量可分为模拟量、数字量和脉冲量三类。模拟遥测量是指发电厂、变电站的发电机组、调相机组、变压器、母线、输电与配电线路的有功功率、无功功率、潮流和负荷，母线的电压和频率，大容量发电机组的功率角等。数字量是指某些模拟量已经由另外的设备转换成数字量的被测量。例如经微机处理的输入量、水库水位经数字式仪表测得的水位数字量等。脉冲量包括总发电量和厂用电量。联络线交换电能量等电能脉冲，用于累计电度。厂站端必须将测量到的遥测量及时编码成遥测信息，并按规约向调度中心传送。,二、遥测量的采集 在远动装置中，硬件环节包含有模拟遥测量输入电路，模拟遥测量输入电路的主要作用是隔离、规范输入电压及完成模数变换，以便与CPU接口，完成数据采集任务。然后远动装置会将模拟遥测量编码为一组二进制数码输出，远动装置将这组二进制数码进行运算及处理，并编码成遥测信息字，向调度中心发送。在远动装置的遥测量输入通道中，模数变换是重要的组成部分。模数变换的速度、精度直接关系到遥测信息的处理量和精度。因此，应慎重选择模数变换原理。根据模拟遥测量输入电路中模数变换原理的不同，远动装置中模拟量输入电路有两种方式，一是基于逐次逼近型 AD转换方式（ADC），是直接将模拟量转变为数字量的变换方式；二是利用电压顶率变换（VFC）原理进行模数变换方式，它是将模拟量电压先转换为频率脉冲量，通过脉冲计数变换为数字量的一种变换形式。,1基于逐次逼近式AD变换的模拟遥测g输入电路 一个模拟量从测控对象的主回路到微机系统的内存，中间要经过多个转换环节和滤波环节。典型的模拟量输入电路的结构框图如图39所示。主要包括电压形成电路、低通滤波电路、采样保持、多路转换开关及 AD变换芯片五部分。下面分别叙述这五部分的工作原理及作用。,（1）电压形成电路自动化装置常从电流互感器（TA）和电压互感器（TV）取得信息，但这些互感器的二次侧电流或电压量不能适应模数变换器的输入范围要求，放需对它们进行变换。其典型原理图如图310所示。,一般采用中间变换器将由一次设备电压互感器二次侧引来的电压过一步降低，将一次设备电流互感器二次侧引来的电流变成交流电压。再经低通滤波器及双向限幅电路将经中间变换器降低或转换后的电压变成后面环节中AD转换芯片所允许的电压。一般模数转换芯片要求输入信号电压为士SV或土10V，由此可以决定上述各种中