测控保护综合装置（精选十篇）
测控保护综合装置 篇1
随着我国电力系统的不断发展,电网运行的安全及稳定要求越来越高,为了达到电力系统可靠运行的目的,数字式测控保护综合技术得到了较大的发展[1,2],该技术可以对运行现场的各种电量和非电量进行数据采集、处理、分析、判断,从而做出响应。目前的数字式测控保护综合装置中多采用多个CPU结构的系统方案。这些方案总体而言可分为2类[3,4];一类是多CPU并列式处理结构,不同保护功能(高频、距离等)由不同的CPU完成,该系统的特点是每个保护插件的硬件完全相同,只是程序不同,该方案电路板间的联络线少,维护方便,抗干扰能力强,但成本较高;另一类是将不同的CPU按功能分开,由不同的CPU分别承担电气量的测量与计算、保护控制及人机对话和数据通信等功能,该方案的特点是模块化设计,开发方便,但接线复杂,影响系统的可靠性,同时由于所需CPU数目多,使得装置体积大且成本也较高。
针对本文的应用场合是中低压电网的特点,结合上述2种方案的特点,基于在保证性能的前提下降低成本的考虑,设计了以DSP2812芯片和W77E58单片机芯片组成的主从式综合测控保护装置,该装置中DSP2812作为主CPU承担数据采集与计算、保护控制等功能,以W77E58单片机作为从CPU实现人机接口和数据通信等功能。该方案成本较低,能够满足系统的功能需求。
1 数字式测控保护综合装置的系统结构
本装置采用以TI的32位DSP芯片TMS320F2812和华邦的8位单片机芯片W77E58作为双CPU设计其硬件平台,辅以Atlera公司的FPGA和片外数据RAM,模拟量输入接口和A/D采集模块、I/O扩展模块、通信接口模块、键盘和显示人机接口、看门狗单元等外围电路组成。其结构框图如图1所示。
1.1 主CPU系统
为了实现对电网中电气量的高速测量计算并实现保护功能,装置中采用TI公司的32位DSP处理芯片TMS320F2812配以模拟量输入处理及A/D转换电路、外扩存储电路和FPGA芯片等外围电路构成了测控保护综合装置的主CPU系统。
TMS320F2812是TI公司新型的DSP控制芯片[5,6],最高主频150 MHz,有强大的操作能力和中断响应能力,片内集成了丰富的外设如SPI、SCI、eCAN、McBSP等多个串口外围设备,16个通道的12位模数转化器(ADC),2个事件管理器(EVA、EVB),56个可编程多用途通用I/O口(GPIO)。该芯片不但集成了大量外围接口,而且处理能力强大,是一款高性能DSP处理器。为了提高采样精度,本装置采用AD7656进行采样。该芯片是6通道16位逐次逼近型ADC,内含1个2.5 V基准电压源和基准缓冲器。该器件的功耗比最接近的同类双极型ADC降低了60%。AD7656在每通道250kS/s采样速率下的精度(±4LSB最大值积分线性误差)是同类产品的2倍。为了实现对主、从CPU系统间的数据通信并且对测控保护装置的各个电路的正确控制,在该装置的主CPU系统中配置了Atlera公司的FPGA芯片EPIC6Q240C8[7]。该FPGA芯片具有5 980个逻辑单元(logic elements)、185个I/O引脚,最高工作频率可达到800 MHz。在FPGA芯片中主要实现以下几个功能:
a.双口RAM,以实现主、从CPU系统间的数据传输;
b.地址译码及片选信号的合成;
c.开入量、开出量模块的扩展;
d.主、从CPU系统间控制信号的时序匹配。
通过DSP芯片及FPGA和A/D转换芯片等外围电路构建的主CPU系统完成对模拟量的测量、计算并进行相应的保护动作。
1.2 从CPU系统
为了实现测控保护装置的人机接口、通信等功能,本装置采用华邦公司的8位单片机芯片W77E58、液晶显示电路及键盘输入电路构成从CPU系统。W77E58是一款与标准80c52相兼容的高速8位单片机,最高时钟可达40 MHz,内部有8位I/O端口,3个16位定时器,12个中断源,2个全双工串行端口,32 KB Flash EPROM,256 Byte RAM,1 KB的SRAM,可编程看门狗定时器,它的指令执行时间是一般传统8051的1.5～3倍。液晶显示控制电路采用SEIKOEPSON公司SED1335液晶控制芯片。
主、从CPU通过FPGA中的双口RAM进行数据传输,该双RAM采用2套独立的地址编码及读写控制信号,可保证在不同控制时序下的数据可靠传输。从CPU主要是控制液晶显示和键盘输入,较主CPU而言简单得多,但却极大减少了主CPU的负担,因为液晶显示和键盘输入都是低速的,如果用主CPU控制,还要考虑时序的一致性,降低了主CPU的处理速度。
2 数字式测控保护综合装置检测算法设计
由于设计的综合装置既要满足监测的精度要求,同时也要满足保护的速度要求[8,9],因此本装置针对电网中存在的衰减直流量对检测算法的影响,在对3个数据窗[0,T]、[ΔT,ΔT+T]、[2ΔT,2ΔT+T](其中T是数据窗的时间长度,ΔT是采样间隔时间)的3组傅氏变换结果进行处理,消除衰减直流量对检测算法的影响,从而快速得到较为准确的检测结果[10,11,12]。
设故障电流为
当t∈[0,T],运用傅氏算法求n次倍频分量,有
令
其中,σa和σb为衰减直流分量引入的误差,则式(1)(2)为
令ka=cos nωΔT,kb=sin nωΔT,当t∈[ΔT,ΔT+T],ΔT=Ts=T/N时,运用傅氏算法,同理可得:
当t∈[2Δ,2ΔT+T]时,运用傅氏算法,同理可得:
联立式(3)～(8)6个等式,其中有A、B、σa、σb和e-αΔT5个未知数,以A、B和e-αΔT为中间变量,解出σa和σb后就可以消除衰减直流分量对计算的影响。
该算法用减去直流衰减分量带来的误差的方法,对傅氏变换提取出基波或各次谐波分量进行修正。算法提取任意倍频分量的数据窗长度固定,均为1个周期加2个采样点。这种算法能够快速精确地滤除衰减直流分量,从而满足数字式测控保护综合装置的检测要求。
3 数字式测控保护综合装置的软件设计及算法验证
软件模块在硬件平台的基础上实现各种保护和监控功能,是该装置的重要组成部分。测控保护综合装置的软件系统由以下几个模块构成:自检模块;数据处理模块;动作判断模块;人机接口模块;通信模块。文中重点对上述提及的本装置中采用的检测算法的软件流程进行说明。
在DSP2812的控制下AD7656每周期采样64点,并对数据实时计算,首先在一个64点长度的数据窗内进行傅氏变换,计算其实部、虚部的值,然后将数据窗滑动一个采样点,第2次计算其实部、虚部的值,再将数据窗滑动一个采样点,第3次计算其实部、虚部的值,然后按照本文第2部分中所提出的计算方法对方程进行求解计算出由于衰减直流分量导致的偏差σa和σ6,最后消除这些偏差就可以较为精确地得到计算结果。由于该方法与传统的方法相比只是多进行了2个采样点的傅氏变换,借助DSP的强大计算处理能力可以较为快速地得到精确的结果。在得到检测结果后结合相关的保护控制判据就可以进行准确的保护动作。
文中对所提出的检测算法进行了仿真计算验证。计算中设输入的电流是:
采用本文所提出的检测算法经过仿真计算之后的结果如表1所示。
表1中Re表示Ia经过傅氏变换后的实部,Im表示Ia经过傅氏变换的虚部,h表示其基波信号的幅值的平方,p表示初相角的正切值。由计算结果可以看出文中所提的检测算法对于衰减直流量具有较强的抑制效果,计算误差较小,该方法完全可以在数字式测控保护综合装置中应用。
4 设计经验总结及结论
为提高该数字式测控保护综合装置的工作性能,在该装置的设计过程中主要有4点经验可参考。
a.对于装置中A/D采样的控制,传统的方法是通过DSP的捕获单元测量周期,然后再通过定时器中断进行信号的64倍频,但是这样做会增加DSP处理器的计算负担。现设计将该部分放在FPGA中处理,通过FPGA实现A/D采样信号的合成,这样只是在A/D转换结束后请求DSP中断以进行数据处理。
b.由于DSP2812是定点DSP处理器,为实现浮点运算最好利用TI公司提供的高精度浮点数学函数程序库。该程序库的执行效率很高,可保证计算速度。
c.为保证主、从CPU之间数据传输可靠性,必须要合理地设计FPGA中双口RAM的时序匹配,以保证在不同工作频率下CPU数据读写的可靠。
d.为了保证该数字式测控保护综合装置的可靠工作[13,14],必须要在硬件设计和软件编写等方面提高装置的抗干扰能力,以保证综合装置在较为恶劣的工作环境中可靠工作[15]。
测控保护综合装置 篇2
一、带式输送机综合保护安装标准
（一）防滑保护
1、防滑保护的作用
防滑保护装置的作用是当驱动滚筒与输送带打滑摩擦时，使带式输送机自动停机。我矿使用的防滑保护主要是速度传感器配合磁钢完成的。
2、防滑保护的安装位置
⑴速度传感器式防滑保护装置：将磁铁安装在改向滚筒的侧面，速度传感器安装在与磁铁相对应的皮带架上，速度传感器探头的中心应对准磁钢的中心，两者皆要用螺丝固定牢固，间距5-10mm，动作灵敏可靠为止。
⑵滚轮式防滑保护装置：应将速度传感器安装在下胶带上表面，并使胶带与滚轮保持足够的驱动摩擦力，要求固定牢固，偏离皮带中心线不超过±100mm。
3、防滑保护的试验方法
⑴传感器式防滑保护装置试验方法是使传感器远离磁钢，胶带输送机延时5秒钟应能自动停机。
⑵滚轮式防滑保护装置试验方法是将滚轮提起使其脱离皮带表面，胶带输送机延时5秒钟应能自动停机。
4、防滑保护的试验周期
防滑保护应每天在检修期间试验一次，并填写试验记录。
（二）堆煤保护
1、堆煤保护的作用
堆煤保护装置的作用是当皮带输送机机头发生堆煤时，使带式输送机自动停机。
2、堆煤保护的安装位置
（1）两部带式输送机转载搭接时，堆煤保护传感器在卸载滚筒前方吊挂，传感器触头水平位置应在落煤点的正上方，距下部胶带上带面最高点距离不大于500mm，且吊挂高度不高于卸载滚筒下沿，安装时要考虑到洒水装置状况，防止堆煤保护误动作。
（2）胶带与煤仓直接搭接时，分别在煤仓满仓位置及溜煤槽落煤点上方500mm处各安装一个堆煤保护传感器，两处堆煤保护传感器都必须灵敏可靠。
（3）堆煤保护控制线应自巷道顶板垂直引下，传感器触头垂直吊挂，并可靠固定，严禁随风流摆动，以免引起保护误动作。
（4）带式输送机机头安装有除铁器或其它设施，影响堆煤保护传感器安装时，应加工专用托架安装，确保传感器固定牢固。
3、堆煤保护的试验方法
胶带输送机正常运行时，人为的推动堆煤保护传感器触头，使保护动作，胶带输送机延时1～3秒钟应能自动停机。
4、堆煤保护试验周期
应每天在检修期间试验一次，并填写试验记录。
（四）防跑偏保护
1、防跑偏保护装置的作用
防跑偏保护装置的作用是在输送带发生跑偏时，能使输送机延时自动停机。
2、防跑偏保护装置的安装位置
⑴在带式输送机机头、机尾各安装一组跑偏保护传感器，当胶带运输机的胶带发生跑偏时，胶带推动滚动导杆，当跑偏传感器的导杆偏离中心线15°±5°时，跑偏开关动作，保护器主机开始报警，但不造成停机；保护器主机经过延时5～15秒后，如胶带仍处于跑偏状态，保护器主机将自动切断电源，实现停车。
⑵ 防跑偏装置应垂直安装在皮带机头架两侧槽钢上，离机头卸载滚筒约5米处。安装要牢固，以不妨碍传感器的导杆动作为宜。
3、防跑偏保护装置的试验方法
跑偏保护试验方法是在带式输送机正常运行时，人为的推动跑偏传感器的滚动导杆，使限位开关动作，延时5～15秒后能自动停机为正常。
4、防跑偏保护装置的试验周期
防跑偏保护传感器应每天在检修期间试验一次，并填写试验记录。
（五）温度保护
1、温度保护的作用
温度保护的作用是当输送带在驱动滚筒上打滑，使输送带与驱动滚筒产生摩擦，当驱动滚筒处轴承温度升高到60℃时，保护器动作使皮带机停车。
2、温度保护装置的安装位置
热电偶感应式超温洒水保护传感器应固定在主传动滚筒瓦座（轴承座）上；采用红外线传感器时，传感器发射孔应正对主传动滚筒轴承端盖（瓦座）处进行检测，传感器与主传动滚筒距离为300～500mm。
3、温度保护装置的试验方法及周期
温度保护传感器应每天检查并模拟试验一次，每月更换一次，换下的传感器要在地面试验台用热水做模拟现场试验，动作不灵敏的要及时修复，以作备用。认真填写试验记录。
（六）烟雾保护
1、烟雾保护的作用
烟雾保护装置的作用是当带式输送机的皮带因摩擦等原因引起的火灾及周围有烟雾生成，并达到一定浓度时，保护器自动发出声光报警，并自动切断皮带机电源，实现烟雾保护。
2、烟雾保护传感器的安装位置
烟雾保护传感器应安装在皮带机头下风侧5m～15m处的上皮带正上方，距离顶板不大于300mm。
3、烟雾保护装置的试验方法及周期
烟雾保护应每天检查并模拟试验一次，换下的传感器要在地面试验台用烟雾做模拟现场试验，动作不灵敏的要及时修复，以作备用。认真填写试验记录。
（七）超温自动洒水装置
1、超温自动洒水装置的作用
自动洒水装置的作用是当输送带在驱动滚筒上打滑，使输送带与驱动滚筒摩擦，温度升高到60℃时，温度保护动作，断开皮带机电源，实现自动停机。同时指令电磁阀打开，实现对驱动胶带和驱动滚筒同时洒水灭火降温。
2、超温自动洒水装置的安装位置
自动洒水电磁阀应固定在输送机驱动滚筒一侧皮带架上，喷头位于主驱动滚筒上方，保证安装牢固，洒水时能起到对驱动胶带和驱动滚筒同时灭火降温的效果。电磁阀两侧管路必须安装到位。
3、超温自动洒水装置的试验方法
超温自动洒水装置的电磁阀每月更换一次，换下的电磁阀要在地面试验台通电做模拟现场试验，动作不灵敏的要及时修复，以作备用。并认真填写检测试验记录。
（八）急停拉线开关
1、急停拉线开关的作用
急停拉线开关的作用是当运行中的胶带输送机在某种特殊的情况下，工作人员能够就地进行对胶带输送机进行操作，使运行的胶带输送机能够立即停止运行。
2、急停拉线开关的安装位置
急停拉线开关安装在胶带输送机架的行人侧，以便于操作和观察，从胶带输送机头到胶带输送机尾每隔50米安装一台，所有的拉线开关要用钢丝绳进行连接，拉绳要松紧适度，垂度一致。
3、急停拉线开关的试验方法
急停拉线开关的试验方法是在胶带输送机正常运行时，人为拉紧钢丝绳后，胶带输送机能够停止运行，并且闭锁胶带输送机开关为正常。
4、急停拉线开关的试验周期
急停拉线开关应每天在检修期间试验一次，并填写试验记录。
（九）防撕裂保护
1、防撕裂保护的作用
当皮带撕裂时，有物料（煤）落入传感器，阻挡了光电开关的红外线传输，撕裂保护装置动作，皮带机断电停车。
2、防撕裂保护装置的安装位置
撕裂传感器安装在皮带机头后部皮带架上，位于上下皮带之间，保持与皮带平行，与上胶带间距为100mm，固定要牢固。
3、防撕裂保护的试验方法
撕裂保护的试验方法是在胶带输送机正常运行时，人为用障碍物挡住光电开关红外线输出端或接受端，胶带输送机能够停止运行为正常。
4、防撕裂保护的试验周期
测控保护综合装置 篇3
【关键词】高频纵联保护；距离保护；零序保护；线路保护测控装置
1.引言
近年来，微机保护发展的非常快，在我国电力系统中，高低压设备都大量采用微机保护，微机保护在保护电力系统安全稳定运行方面起到了不可磨灭的贡献。我公司自主研制开发生产的微机式线路保护测控装置适用于110kV电压等级的大电流接地系统中的输电线路，在原理上采用高频纵联保护作为主保护，距离保护作为后备保护，在发生大电阻接地故障，距离保护灵敏度不足时，采用零序保护作为后备保护，充分考虑了大电流接地系统中能够发生的各种故障。装置功能还包括三相一次重合闸，PT断线后两段过流保护，过负荷，低频减载等其他的辅助功能。
2.保护原理
2.1 高频纵联保护
高频纵联保护，可以使保护线路区内任何一点发生故障时，都能达到全线速动。高频纵联保护可以分为允许式高频纵联保护和闭锁式高频纵联保护。本系列保护装置两者都能实现，并且都采用距离方向元件和零序方向元件，保证动作的快速性，选择性。
2.2 距离保护
距离保护作为高频纵联保护的后备保护，分为相间距离和接地距离。本系列装置设有六个阻抗元件，阻抗特性采用在多边形动作特性的基础上叠加一个小矩形区域，多边形特性的阻抗元件可以有效的抑制暂态超越。在发生区内远距离故障时，测量阻抗能正确代表故障方向，不需要另行判别方向，而在近距离故障，当测量阻抗进入小矩形区域时，测量阻抗不能正确代表故障方向，投入方向元件判断方向。在系统发生振荡时，本系列装置设有静稳破坏检测元件，能保证距离保护不会发生误动，而在振荡中发生故障时，本装置还设有振荡中故障判别元件，又能使保护再次开放，使振荡中的故障尽可能快速解除。本系列装置除了设有正常的阶段式距离保护外，还有不对称故障相继速动，和双回线相继速动保护功能。
2.3 零序保护
在发生大电阻单相接地时，距离保护的灵敏度不足时，零序保护能够起到后备保护功能。零序保护由零序功率方向和零序过电流构成零序电流方向保护。零序电流方向保护采用统一的零序功率方向元件，其电压正常时采用自产3U0，当检测到PT失压后，可以选择或取消方向控制，或自动改用PT开口三角侧的零序电压作为方向元件的电压量，或闭锁零序电流方向保护。这样即利用了自产3U0保证接线正确的优点，又利用了开口三角电压不受PT断线影响的优点。
3.仿真分析
3.1 仿真模型
单回线运行系统仿真模型，包括一台发电机、一条输电线路和一个无穷大系统。用来仿真110kV线路上所发生的各种区内区外故障，以考察本保护装置的可靠性。线路全长150km，距离保护I段整定范围为100km。模拟故障点有4处：反向出口处（F1），正向出口处（F2），0.95倍整定值处（F3），1.05倍整定值处（F4）。故障类型包括10种：A相接地，B相接地，C相接地，AB相间短路，BC相间短路，CA相间短路，AB相接地，BC相接地，CA相接地，ABC相间短路。每种故障次数5次。
3.2 试验项目
以距离保护中的距离I段保护为主要测试对象。
3.2.1 暂态超越（阻抗保护）
在F3和F4 10种类型的故障，实验结果如下：（注意动作时间包含其断路器的动作时间）
F3故障动作时间在115ms左右，F4故障距离I段保护可靠不动作。
3.2.2 简单区内外故障
在F1，F2，F3，F4，发生10种类型金属性故障，实验结果如下：
a）F1故障，保护可靠不动作；b）F2故障，距离I段动作时间30ms左右；c）F3故障，距离I段动作时间115ms左右；d）F4故障，距离I段可靠不动作。
3.2.3 带过渡电阻故障
在F1，F2，F3，F4，发生各种类型的非金属性故障（单相接地故障的接地过渡电阻为25Ω，相间短路的过渡电阻为10Ω）。实验结果如下：
a）F1故障，保护可靠不动作；b）F2故障，距离I段动作时间32ms左右；c）F3处故障，距离I段动作时间115ms左右；d）F4故障，距离I段可靠不动作。
3.2.4 发展性和转换性故障
在F2，F3，F4，发生单相故障发展成为两相或三相故障，故障转换时间在5～240ms。在F1处，F2处，发生区内外各种转换性故障，故障转换时间在5～100ms。实验结果如下：
a）F2发生单相故障发展成为两相或三相故障，距离I段动作时间30ms左右；b）F3发生单相故障发展成为两相或三相故障，距离I段动作时间115ms左右；c）F4发生单相故障发展成为两相或三相故障，距离I段可靠不动作；d）F1发生区外转区内故障，距离I段可靠动作；e）F2发生区内转区外故障，距离I段可靠不动作（转换时间小于30ms）。
3.3 试验结论
由以上试验可以得出结论，本装置的暂态超越误差在5%以内，短路阻抗在整定阻抗的0.95倍时，可靠动作，1.05倍时可靠不动作。在线路上发生区外各种金属性故障时，保护可靠不动作。发生区内各种金属性故障时，保护可靠动作，且在近距离故障时，保护能在30ms左右快速切除故障，在远距离处也能够在120ms内切除各种故障。在线路上发生区外各种非金属性故障时，保护可靠不动作。在发生发生区内各种非金属性故障时，保护能可靠动作。在线路上发生同一点发展性故障时，保护可靠正确动作，不同点的区内外转换时，保护可靠正确动作。
4.现场运行
110kV数字式线路保护测控装置，已经在几十个110kV变电站中投入运行，其中包括：重庆乜敖110kV变电站、四川盐边箐河110kV变电站等，装置功能和可靠性得到很好的验证，得到了用户的广泛好评。
5.结语
本公司开发研制生产的数字式线路保护测控装置，在原理上达到国内先进水平，并经过大量的大量仿真动态模拟仿真实验，数字模拟仿真实验，证明此种数字式线路保护测控装置对110kV电压等级的线路上发生的各种故障都有很高的灵敏度，并通过了国家继电保护及自动化设备质量监督检验中心的检测。经过长期的现场实际运行，充分证明装置的可靠性和安全性。
参考文献
[1]朱声石.高压电网继电保护原理与技术(第三版)[M].中国电力出版社,2005,4.
[2]许正亚.输电线路新型距离保护[M].中国水利水电出版社,2002,6.
[3]毛锦庆.电力系统继电保护实用技术问答(第二版)[M].国家电力调度通信中心,2006,9.
[4]电力行业标准.3~110kV电网继电保护装置运行整定规程[S].电力工业部,1996.
作者简介：陈艳河（1981—），男，2004年毕业于华北电力大学电力系统及其自动化（继电保护）专业，哈电集团·阿城继电器股份有限公司哈尔滨研发中心设计员，主要从事变电站综合自动化系统保护产品的研究与开发以及IEC61850工程化应用的研发工作。
智能变电站集中式保护测控装置 篇4
关键词：IEC 61850,智能变电站,集中式保护测控,嵌入式平台
0 引言
智能变电站由于其一次设备智能化、二次设备网络化,变电站内设备分成3层2个网络,虽然大大减少了电缆的使用,但二次系统装置数量增加了很多,比如智能终端、合并单元、交换机等。在系统功能和性能不变且单设备可靠性水平相同的前提下,系统结构越简洁,设备数量越少,整个系统越可靠。因此,智能变电站技术的发展方向之一就是简洁化,包括网络的归一化和设备的集成化。集中式保护测控装置正适应了这一需要,因此对其研究十分必要。由于集中式保护测控装置集成了多个间隔单元分散保护测控功能,因此信息量集中,也使集中式保护测控装置在实现故障综合判断、逻辑闭锁、全站录波等功能方面具有优势。
国内对集中式保护测控装置已有一定的研究[1,2,3,4,5,6,7,8],但对适用于智能变电站的集中式保护测控装置的研究却较少。在智能变电站中,作为间隔层的集中式保护测控装置需要接收采样值(SV)网的采样数据,通过通用面向对象变电站事件(GOOSE)跳闸,其在实现上有几个难点:(1)当前国内智能化变电站的SV网采样数据大都基于IEC 61850-9-2标准,按照该标准,合并单元采样报文的上送速率为每秒4 000包数据,如果集中式保护测控装置需要采集n个间隔的数据,则每秒需要接收4 000n包SV报文,这对集中式保护测控装置的硬件性能及设计提出了很高的要求;(2)集中式保护测控装置接收信息量巨大,如何快速、有效地处理这些数据,不仅对硬件提出了要求,更对程序设计提出了更高的要求。
1 实现方案
1.1 硬件设计方案
智能变电站基于IEC 61850标准,分成变电站层、间隔层、过程层共3层网络,集中式保护测控装置处于间隔层,需要同时与变电站层的监控后台、过程层设备(合并单元、智能终端)交互数据。过程层网络主要与合并单元和智能终端连接。
假设集中式保护测控装置集成了n个分散保护测控的功能,处理的信息量巨大,硬件处理能力要求很高,假定n=32,即集成了32个分散保护测控功能,1s需要接收32×4 000包SV报文,假定一个SV报文(IEC 61850-9-2标准[9])的长度为200B,集中式保护测控装置1 s需要接收的数据为25.6 MB即204.8Mbit,则100Mbit/s网口的数据吞吐量不能满足该需求,因此需要采用1 000 Mbit/s网口,CPU数据吞吐量每秒至少应能处理25.6 MB数据。考虑CPU的其他功能,1s中CPU处理25.6 MB数据花费时间百分比应较低,否则其他的功能无法得到运行。由于数据量巨大,一些集中式保护测控装置在设计时采用多CPU架构,这样降低了单个CPU的数据处理量,比如文献[1]中就采用了3个PowerPC来处理过程层的采样数据,多CPU的设计势必造成硬件和软件设计的复杂化,同时其成本也相应较高,CPU之间的数据同步、共享操作在实现上增加了难度。因此,本设计中选用基于嵌入式PC机的软硬件平台。
硬件平台采用高性能的“ALL IN ONE”CPU模块,使用Intel具有工作频率为1.4GHz且具有超低电压技术的Pentium M处理器,400MHz前端总线,片内集成64KB一级高速缓存和2 MB二级高速缓存,能够满足集中式保护测控装置处理多间隔信息的要求。内存芯片为256 MB的双倍速率静态随机存储器,选用Intel的82562GT以太网控制器,可在全双工下工作,遵循IEEE 802.3x流控制规范。集成了PS/2键盘鼠标接口、显示器、电子集成驱动器(IDE)、USB2.0、串口、并口等接口,在极小的空间里实现PC机几乎所有的功能,并具有平板显示接口、CF卡接口、看门狗功能等接口,可方便地实现嵌入式系统应用。集中式保护测控装置的硬件结构如图1所示。图中:SDRAM表示同步动态随机存储器。
集中式保护测控装置与外部交互数据的媒介主要是以太网,本文设计的集中式保护测控装置具备5个网口:2个用于与站控层的互为备用的A,B网通信;2个用于与过程层通信,或供互为备用的A,B网用,或一个连接SV网络且另一个连接GOOSE网络;一个独立网口作为调试口。
智能集中式保护测控装置的组网接线如图2所示。
1.2 软件设计方案
智能变电站集中式保护测控装置软件设计工作的很大一部分在于通信模块的设计,尤其是间隔层设备,要同时在通信模块中实现TCP/IP、制造报文规范(MMS)、可扩展标记语言(XML)等技术,若采用传统的前后台软件设计方法,其开发难度将非常大,开发周期长,不能保证软件的可靠性。
集中式保护测控装置处理信息量巨大,要求很高的实时性。为此选用稳定可靠、实时性高的VxWorks嵌入式实时操作系统,其高效的多任务优先级管理和微秒级中断管理等技术可有效提高集中保护的性能。
软件设计采用模块化设计方法,各个模块可独立编写程序,独立调试,给其他模块提供调用接口。按照实现功能分类将程序分成如下程序模块:SV采样接收解析、保护测量计算、测控测量计算、保护逻辑判断、GOOSE通信、系统数据库结构及管理、遥控、定值及参数管理、站控层MMS通信、显示、系统时间、录波、逻辑闭锁、调试等。程序模块结构如图3所示。
系统数据结构及管理模块存储和管理着整个系统的数据,各个模块从系统数据结构及管理模块读取数据,并将生成的数据存入系统数据结构及管理模块,各个模块之间以消息为载体进行通信,收发命令等。如图3所示的程序结构将各个模块有机地结合为一个稳定运行的整体。
集中式保护测控装置的程序模块较多,任何一个模块出错均可能影响集中式保护测控装置的稳定运行。设计软件看门狗程序监视各个模块的正常运行,当模块运行出错时给予告警闭锁保护,终止并重启模块等操作,软件看门狗控制硬件看门狗;当程序严重错误不能恢复时应启动硬件看门狗动作复位整个装置,将软硬件看门狗动作时的各种程序状态存放于随机存储器(RAM)的特定区域,在下次重启装置时可将该区域内容读出以用于分析问题。
2 功能设计
本文将集中式保护测控装置的保护功能设计为可配置,按照现场实际的间隔类型来配置保护功能。
集中式保护测控装置除完成常规的保护测控功能外,一些以往难于实现的保护功能在集中式保护测控装置上变得容易实现,这是集中式保护测控装置的一个很大的优越性。
1)可实现母线保护逻辑
对于10kV母线,传统上一般不会配置专用的母线保护装置,母线故障一般由变压器低压侧后备保护来完成,其实现方案一般是采用快速母线保护,通过采集出线保护动作信息和变压器低压侧信息来共同完成,从而加快动作时间。
如图4所示,当母线故障时,快速母线保护元件启动,若无快速母线闭锁信号输入,则母线保护元件快速动作断开501开关,同时闭锁10kV备用电源自动投入(简称备自投)装置。当10kV出线故障时,闭锁元件瞬时发出闭锁信号,闭锁10kV快速母线保护。传统的快速母线保护一般在低压侧后备保护装置上实现,所有10kV出线单元保护装置中的闭锁元件瞬时动作出口触点并联后接入主变低压侧后备保护装置的10kV快速保护开入闭锁回路,现场需要铺设大量电缆,并且闭锁信号电缆的状态检修很困难,当扩建线路时,需要铺设新的电缆连接线,增加了工程量。在集中式保护测控装置中实现快速母线保护则非常容易,各条出线的保护动作信号存储在对应的保护逻辑结构中,只要在软总线上通过设备单元的通信就能获取,既不需要电缆,也不需要网络通信。传统后备保护的动作延时需要与馈线保护配合,而集中式保护测控装置中的快速母线保护不需要与馈线保护配合,可瞬时动作。
2)小电流接地选线
传统的小电流接地选线功能可分为分散式和集中式,两种方式处理都较复杂并且选线的灵敏性不高。集中式保护测控装置集成了多间隔的丰富信息,可实现复杂的选线算法,提高了选线效率。
3)备自投
集中式保护测控装置实现了备自投功能,通过GOOSE网络获取开关位置信息,发送分合闸命令。当备自投逻辑改变时,只需修改保护功能组态设置,无须修改程序,不需要大量二次电缆,也不需要通过保护装置之间的通信来完成,因此较分立的间隔备自投具有更高的可靠性。
3 工程应用
应用于智能变电站的集中式保护测控装置的网络构架1如图5所示。
图5中2台集中式保护测控装置互为备用运行,各个间隔就地安装合并单元和操作箱,过程层组网。此种应用场景需要为每一个间隔单独配备合并单元和操作箱,对中低压变电站来说,无疑会增加变电站的建设成本。当需要对某一间隔检修时,对集中式保护测控装置的操作可能会影响其他间隔;变电站后期扩容增加间隔时,调试阶段频繁地操作集中式保护测控装置,也会给变电站的运行带来安全隐患。就目前集中式保护测控装置的使用现状来说,此种应用场景较少采用。
由此提出应用于智能变电站的集中式保护测控装置网络构架2,如图6所示。
图6中将集中式保护测控装置作为后备保护应用于智能变电站,在中低压变电站中,各个间隔的分散保护测控装置安装于开关柜上,各个分散保护测控装置具备合并单元及操作箱功能,实现了对各个间隔的后备保护,且实现了分散保护测控装置不易实现的低频低压减载、快速母线保护、小电流接地选线、备自投等功能。
与图5相比,在图6所示构架下的变电站运行更安全,便于间隔维护和检修,且变电站的建设成本并不高出多少,因此目前集中式保护测控装置的应用方法推荐使用图6所示的网络构架。随着智能变电站技术的发展和集中式保护测控装置技术的成熟,有理由相信图5所示的使用场景在未来定会有一定的使用前景。
本文设计的集中式保护测控装置已应用于某智能变电站中,采用如图6所示的网络构架,目前该变电站正处于调试阶段。
4 结语
本文提出基于嵌入式PC平台的集中式保护测控装置,实现了分散保护测控装置不易实现的一些保护控制功能,提高了变电站二次设备的集成度,减少了设备空间、二次设备投资和工程调试工作量,提高了智能变电站的运行稳定性和可靠性。
以往嵌入式PC平台较少应用于电力系统二次设备的研发中,本文设计中采用的嵌入式PC平台为电力系统二次设备的研发提供了经验。
参考文献
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测控保护综合装置 篇5
关键词：综保装置；继电保护定值；进线及母联；进线备自投；主风机；变压器；循环水泵；电容器
中图分类号：TU856 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）05-0130-02
微机保护和传统的电磁式继电器式保护相比，具有可靠性高、维护调试方便、保护性能好等优点，因而得到了广泛应用，传统的继电器式保护逐渐退出历史舞台。延安炼油厂运用微机保护对40万/年催化装置6kV系统的继电器式保护进行了综合自动化改造，我们将根据微机保护的动作原理、设备的情况和上下级配电室的定值配合等计算出该配电室各类设备的定值。
1 进线及母联
根据延安炼油厂供电系统的实际情况和生产装置电气设备要求，我们对该配电室的6kV进线只投过流保护，在定值计算上主要是和上级老区35kV变电站相配合。上级出线过流定值为：IDZ=1980A，T=0.9s。进线过流定值为：IDZ=1900A；IDZJ=9.5A；T=0.6s（CT变比为1000/5）。母联保护和进线保护在定值上相同。微机保护灵敏度较高，过流保护0.3s的时间差即可避免故障越级跳闸。
2 进线备自投
延炼6kV配电室采用单母分段运行方式，正常时两段进线投入运行，母联处于备用状态。南瑞进线备自投的原理是：运行中的两段进线如有一段被检测到无压无流，将被撤出运行，母联将自动加入运行。备自投进线定值为：母线无压定值U=25V、母线有压定值U=70V、进线无流定值IDJ=0.2A、跳进线开关时间T=2.8s和合母联开关时间T=0.3s。
3 主风机
40万吨/年催化装置共有3台主风机，使用功率型号相同的三相异步电动机，有功功率为1800kW，额定电流为197A，CT变比为300/5。投入了速断保护、过流保护、过负荷保护、低电压保护和PT断线闭锁保护。速断保护主要是预防电机短路现象，定值整定上要躲过电机的启动电流。通常鼠笼型异步电动机的启动电流为额定电流的7倍左右，依据主风机的启动电流情况，速断保护定值整定为：IDZ=2040A、IDZJ=34A、T=0s。
过流保护主要是预防电机的堵转、超载等现象，定值整定上通常为1.5倍的额定电流，时限为8～12s。在使用原高压柜的电磁式继电保护时，在启动阶段我们将过流保护的压板打开，电机启动时间为40s，启动结束后过流保护再投入运行。但使用微机保护后，所有保护共用一个压板，将压板打开会对电网安全运行造成很大风险。过流保护定值整定为：IDZ=295.5A、IDZJ=4.93A、T=40s。40s的延时是为了躲过电机的启动时间而设置的，超过了电机过流保护通常设定时间，存在一定安全隐患，我们将在来年大修时会同继电保护效验单位和南瑞技术人员，看能否启用保护装置的堵转反时限保护来消除此隐患。
过负荷保护是预防电机长时间超载运行对电机线圈造成损害、动作与告警。定值整定上通常为1.2倍的额定电流，时限为8～12s。过负荷保护定值整定为：IDZ=236.4A、IDZJ=3.94A、T=8s。
低电压保护是预防系统停电后，来电瞬间电机突然启动造成风机、泵等机械负载的损坏。低电压保护定值整定为：U=60V、T=9s，在系统停电9s后断路器将自动分闸。投PT断线闭锁保护是预防PT二次保险熔断后，电机误跳闸。
4 循环水泵
40万吨/年催化装置有2台循环水泵，使用功率型号相同的三相异步电动机，有功功率为200kW，额定电流为24A，CT变比为100/5。此电机为直接启动，投入了速断保护、过流保护、低电压保护和PT断线闭锁保护。各类保护整定原则和主风机相同，具体如下：速断保护定值整定为：IDZ=240A、IDZJ=12A、T=0s，过流保护定值整定为：IDZ=37.5A、IDZJ=1.88A、T=8s，低电压保护定值整定为：U=60V、T=9s，投PT断线闭锁保护。
5 变压器
40万吨/年催化装置有2台同型号的干式变压器，容量都是1250kVA，额定电流是115A，CT变比为150/5。按照国家电力部门有关规定容量在2000kVA以上的变压器才需投差动保护，因此本变压器只需投速断保护和过流保护。
变压器的速断保护动作电流应躲过变压器低压侧的最大短路电流和变压器合闸时的励磁涌流，厂用变还应考虑躲过大容量电机的启动电流。根据我们多年的运行经验和本变压器的运行情况，本装置的速断保护整定为额定电流的5.5倍。速断保护整定值为：IDZ=640A、IDZJ=21.3A、T=0s。
变压器的过流保护是为了防止变压器外部短路和长时间过载运行，根据经验我们通常将6kV变压器的过流保护整定为2倍的额定电流，整定时间要和进线相配合，以避免越级跳闸。过流保护整定值为：IDZ=230A、IDZJ=7.67A、T=0.3S。
6 电容器
40万吨/年催化装置配备了两台540kVR的电容器，额定电流为50A，CT变比为150/5。投入了速断保护、过流保护、过电压保护和低电压保护。
电容器的速断保护是为了预防电容器内部有短路或接地现象，在合闸时会对电网造成冲击，在定值整定时要考虑躲过合闸时的冲击电流，我们一般将电容器的速断保护整定为额定电流的5倍。具体为：IDZ=250A、IDZJ=8.4A、T=0S。
根据规程电容器运行电流不能超过1.3倍的额定电流，过流保护整定值为：IDZ=65A、IDZJ=1.3A、T=0.5s。
电容器运行电压不允许超过1.1倍额定电压，超过此值后，电容器内部游离电荷增大，可能发生局部放电。过电压保护定值整定为：U=115V、T=0.3s。
低电压保护是为了预防母线失压后瞬间来电，而电容器的残余电压还未释放，相互叠加将使电容器承受高于1.1倍额定电压，造成损坏。低电压保护定值整定为：U=25V、T=0s。
7 结语
电力系统继电保护定值整定计算对系统的安全平稳运行有很大的影响，如何根据保护装置的动作原理和特点，结合设备的实际情况及运行经验，计算出最适合的继电保护整定值是值得深入研究的课题。
参考文献
[1] 陈英涛.继电保护与综合自动化系统[M].北京：化学工业出版社，2007.
作者简介：董争武（1980-），男，陕西韩城人，延长石油炼化公司项目建设指挥部工程师。
智能变电站集中式保护测控装置探究 篇6
智能变电站利用数字化及网络化的技术,以高速的网络通信平台作为其发展的基础,从而实现对变电站的监控、测量以及控制等功能,可有效实时监控变电站的运行状态,并对变电站实行智能调节以及对某些问题进行在线分析。智能变电站主要由站控层、间隔层和过程层组成,不同站级之间的信息传递是通过光缆实现的,其结构如图1所示。
2 集中式保护测控装置的特点
智能变电站是智能电网结构中十分重要的一个测控节点,担负着监测变电设备运行状态,采集与分析电网运行过程中产生的相关数据、信息的任务。对二次装置的状态进行实时监测有助于对设备的运行情况和缺陷故障情况进行及时分析并解决,同时可有效实现变电站调度、相邻变电站之间、电源与用户之间的协同互动,从而为设备的运行以及数据分析提供可靠的依据和信息基础。
目前,对集中式保护测控装置已有了初步研究,但智能变电站的集中式保护装置遵循IEC 61850标准,因此对适用于智能变电站的保护测控装置的研究相对较少。经分析和总结,智能变电站的集中式保护测控装置网络构架如图2所示,主要有以下特点。
(1)集中式保护测控装置具有较多的程序模块,采用光纤B码的同步运行方式,一旦其中任意模块出现问题就可对集中式保护测控装置的运行产生严重的影响。而在变电站运行过程中,采用基于IEC 61850标准的网络组织系统,将运行状态存储到存储器中,遇到问题重启设备后可自动读取并进行分析。
(2)在集中式保护测控装置中,GOOSE网替代了传统IED间硬接线的通信方式,将双重化配置的智能终端装置安装在户外智能控制柜中,为逻辑节点间的通信提供了快速高效的方案。
3 保护测控装置的新要求
数字化和智能化的变电站所形成的“三层两网”结构可使间隔层保护测控装置充分利用资源并朝集成化的方向发展。智能变电站的最大特点是实现了间隔功能自治。但是无论变电站是朝多间隔二次设备集成的方向发展还是朝间隔一、二次设备集成的方向发展,都会对保护测控装置提出新的要求,主要表现在以下几方面。
(1)具有多个不同用途的以太网通信接口。基于智能化变电站的结构,间隔层的智能设备IED要具备分别与站控层和过程层相连接的通信接口,由于所要求的实时性和网络流量有所差异,因此需要组成不同形式的以太网络。
(2)具备与光电互感器和智能开关设备相连的数字接口和大流量数据处理能力。由于智能化变电站采用光缆代替电缆,导致了保护测控装置直接模拟采样并进行数据运算的方式发生了变化,因此要求保护测控装置必须具备与智能一次设备相连接的数字接口,尤其是SV数据流量更加考验保护测控装置的平台处理能力。
(3)统一的硬件平台。随着智能化变电站的不断发展,系统中的测量部分和执行部分被单独分离出来,因此保护测控装置仅需具备强大的通信能力和逻辑运算功能,从而便于采用统一的硬件平台,实现了装置的互换功能。
(4)良好的互操作性。智能化变电站保护测控装置必须符合相关标准的要求,具有良好的可操作性能,且必须按IEC 61850标准建模。
(5)具有间隔录波和事故简报功能。智能变电站的智能主要体现事故恢复速度、在线分析决策效率等。要实现智能化必须做到以下两点:一是语义模型的标准化,可有效促进计算机自动化分析的形成;二是事件表示的标准化,可从模拟量中提取出相应事件,转化为事件信息后统一表述。
(6)功能强大、方便易用的配套工具。保护测控装置采用模块化设计,以实现相关功能,因此必须要备以相应的配套工具,使抽象的事物具体化。
4 结束语
综上所述,智能化变电站的集中式保护测控装置主要强调互动,在保护测控装置基础上建立起来的智能化变电站能实现信息的数字化和功能的全面化,促进资源和信息的共享。
参考文献
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测控保护综合装置 篇7
1 数字化变电站的主要研究内容
当前,数字化变电站的主要内容是研究电子式互感器等数字化设备在监控系统和继电保护中的应用技术;研究开发符合IEC 61850标准,并具备测量、保护、控制、分析、设备在线监测、状态检修、远方监视等功能的数字化分散式变电站自动化系统;研制可直接接入电子式互感器等数字化信号的硬件和软件平台。
变电站通信网络与系统标准IEC 61850的目标是形成一个标准的开放式变电站自动化系统和通信体系,它使得来自不同制造商的保护测控等智能电子设备(IED)之间能实现良好的互操作性,并能适应计算机和通信技术的快速发展,从而提高系统的可靠性,减少用户投资和维护成本[2,3]。IEC 61850采用了面向对象的建模技术、统一建模语言(UML)、可扩展标记语言(XML)等先进技术,这对保护测控装置的软、硬件平台也有了更高的要求,过去的大部分硬件平台已不能适应IEC 61850的技术要求,软件的设计方法也有了较大的变化。
随着电力系统向高电压大电流方向的发展,传统的电磁式电流互感器越来越呈现出由于其工作原理所决定的技术上难以解决的困难,如绝缘结构的复杂性及存在磁饱和等问题,弊端越来越突出。为了适应电力系统的发展,新型传感原理的电子互感器已慢慢成熟,并开始挂网试运行,具有良好的应用推广前景。电子互感器的应用,使保护测控采样由直接模拟采样到数字信息采样的技术变化,并对装置硬件平台及数据处理方法也有了新的要求[4]。
2 装置的新功能要求
数字化变电站IEC 61850标准及电子互感器的应用对间隔级保护测控装置有了新的要求。主要表现在以下几点:
(1)具有多个不同用途的以太网通信接口。装置要具有间隔级与站级设备间以太网通信接口,以及间隔级与过程级合并单元(MU)间采样数据(SV)报文的以太网通信接口。由于交换信息内容、网络流量及实时性要求的不同,它们将组成不同的以太网网络。对于采用智能开关控制装置直接进行数字控制的系统,为了保证控制的可靠性,保护测控装置采用单独的以太网接口,组成独立的控制子网络。
(2)具备与电子互感器技术的数字接口及数据处理能力。电子互感器的应用,改变了保护测控装置直接模拟采样并进行数据运算的方式,电子互感器同步采样数字信息对装置数据运算处理有了新的要求。
(3)保护测控统一化硬件平台的考虑。过程层与间隔层的以太网网络通信将取代常规开入、开出、交流量等硬接线连线,数字通信将成为产品间协调配合的主要形式,它为保护测控统一化硬件平台提供了良好基础。
(4)具有良好的互操作性。保护测控装置必须符合IEC 61850的技术要求,具有良好的互操作性。
3 统一化硬件平台设计
遵循IEC 61850标准、采用电子互感器的数字化变电站,对保护测控装置硬件平台性能、资源要求更高。由于现场常规的并行电缆将被标准的数字接口所代替,使得测控保护平台对外主要接口趋于统一化。测控保护平台统一化设计是指将装置的功能设计和硬件系统设计分离开,从而大幅度降低装置设计工作量及避免装置平台的多样化。平台化设计可使开发的产品具有更好的开放性并降低开发周期。
保护测控装置硬件设计采用了模块化的设计方法。所谓模块化,就是按照数字化变电站自动化系统的需求和面向对象的原则,开发设计各种功能模件,各种功能模件完成特定类型的功能。模块化使得装置配置更加灵活,通过硬件组态,可适应各种保护测控模式,实现了装置的一体化、平台化、可扩展化的设计要求。典型的数字化变电站保护测控装置硬件配置如图1所示。装置硬件按功能分为:电源(POWER)模块、与站级的通信处理(E_COM1)模块、与过程级的通信处理及控制(E_COM2)模块、常规输入/输出采集及控制(I/O)模块、人机接口(MMI)模块。主要功能模块都含有CPU,实现功能分散处理,模块之间通过高速数据总线交换信息,提高了装置整体性能。对于规模较小的中低压数字化变电站自动化系统,在硬件上可以采用E_COM2模块独立完成站级、间隔极的通信处理及控制功能。
E_COM1模块配置有2个以太网接口,完成与站级后台、远动工作站及间隔级IED间的信息交换;E_COM2模块配置有4个以太网接口,其中2个网口用于接受过程级电子互感器数字化交流量采集信息,另2个网口用于向过程级智能控制设备传输控制命令,并接受过程级开关设备的数字化信息。保护、测量功能在E_COM2模块上实现。I/O模块用于采集及控制常规的非数字输入/输出设备。
E_COM1、E_COM2模块要求实时性好、网络通信速度快,IEC 61850对GOOSE/GSSE报文传输的时间延迟规定在4 ms内,这需要高性能的CPU硬件平台。E_COM1、E_COM2模块是基于FREESCALE公司MPC8272系列处理器开发的。MPC8272系列处理器是当今比较流行且性能相当优越的单片集成嵌入式微处理器,每个芯片上集成了2个处理单元:一个嵌入式Power PC 603eR核与一个精减指令集(RISC)的通信处理模块(CPM)。这种双核的设计可以比传统设计能更大地降低功耗并具有更加平衡的处理能力。CPM承担了底层外围通信任务,而Power PC核则专注于管理高端的任务。
4 装置的以太网配置及网络结构
在基于IEC 61850标准的数字化变电站自动化系统中,由于采集及控制信息都通过以太网交换,以太网通信的可靠性及实时性尤为重要,它决定着这种自动化系统模式的可用性。为了提高通信的可靠性及实时性,以太网网络需考虑冗余设计。冗余设计的方式有2种:单网卡双网络介质冗余设计;双以太网网卡冗余设计。介质冗余也有多种设计方法,如继电器硬件切换、实时环网技术等,实时环网技术是实现快速介质冗余最好的一种方法。利用快速生成树协议的实时环网技术能在几百ms内实现全负载状态下网络自愈。
“双以太网网卡冗余设计”按IP地址的分配方式,可以分为2种:(1)双以太网各采用一个IP网段地址;(2)双以太网采用同一IP网段地址。IEC61850对双网的实现方法没有作出具体规定。在遵循IEC 61850的保护测控等IED中,由于IED的每个服务器只有一个IP地址,对于需采用双以太网各采用一个IP地址的冗余方式,每个IED需建模生成两个服务器,这样将会增加系统复杂程度。双以太网采用同一IP网段地址的冗余设计方式,则能较好地满足基于IEC 61850的自动化系统的双网冗余需求。
采用同一IP网段地址的双网冗余技术采用了故障诊断、热切换等技术方法。热切换机制是一种故障保护机制,它对容易出错的硬件设备进行冗余备份,当其中一个设备由于某种原因不能正常工作时,另一个设备马上就可以代替这个设备完成相同的功能。双冗余网络虽有2个网络适配器、2条通道,但对于应用系统来说,仍呈现单网卡的特征。也就是说,每个装置的两块网卡只有一个物理地址、一个IP地址,对于外部设备同本装置已经建立起来的TCP/IP连接,切换网络适配器时仍能保证系统正常工作。
实时环网自愈时间一般在300 ms左右,自愈时间相对较长,而装置星型连接的双以太网冗余切换时间在10 ms以下,在以太网节点数较多的情况下,为了提高自动化系统网络通信的可靠性和实时性,可以采用环网及星型网络相结合的混合组网方式。采用实时环网工业以太网交换机组成主干网,实现主干网以太网通信介质双冗余,测控保护装置与环网交换机采用单IP地址的双网冗余的星型连接。混合组网网络结构如图2所示。
5 装置软件设计
IEC 61850标准引入了面向对象的建模方法,这客观上要求使用面向对象程序设计方法来开发设计保护测控装置软件。过去传统的保护测控装置软件设计一般采用面向过程的结构化程序设计方法,但对于复杂系统的软件来说,结构化方法难于解决软件重用的问题,软件的维护、升级较复杂。使用面向对象的软件设计方法就能解决这个软件设计中的问题。面向对象的设计方法是基于对象的分解,它将一个复杂的事物分解为相对独立的对象,再把这些对象组合起来完成复杂的功能。程序功能修改时,只要改变程序的组合方式,每个功能块不用改变,减少了后期的开发和维护费用。
采用面向对象技术,按照IEC 61850标准思想,把保护测控装置的保护功能、控制功能、测量功能按照功能的逻辑关系细化、分解,用保护、控制、测量等逻辑节点表示各功能以及功能接口,并且根据IED中服务器、逻辑设备、逻辑节点的层次关系进行信息建模。各个逻辑节点包含相关的数据和行为,行为中封装了保护、控制、测量等算法以及相关的通信服务,在不同任务中实现保护、测量、控制的全部逻辑。
在进行装置程序设计时,可以利用IEC 61850标准模型化思想及面向对象技术,采用可编程逻辑控制(PLC)技术来生成装置程序,这样可以解决保护测控装置在工程实施中,遇到不同需求或新功能要求时要修改装置程序的问题[6]。程序设计时,先定义IEC 61850标准的各种类及其子类,然后利用类进行声明,生成实例对象,利用可编程控制器的国际标准IEC 61131-3进行装置可编程功能程序开发,生成逻辑节点间的逻辑关系,从而提高装置软件的灵活性和开放性。
6 交流信号数字化处理技术
在采用电子互感器的数字化变电站中,由于电子互感器分散采样并采用了数字输出,为了保证测量精度及保护动作的可靠性,各个电子互感器必须同步采样。
电子互感器同步采样是指在电力系统的不同采样点同时开始采样,使不同互感器采样点的采样结果在时间上具有同步性,同步采样对故障判断、系统稳定分析与控制等都具有重要意义。
这里所说的同步是采样时间的同步,并不是与电网系统频率的同步,它采用固定采样频率进行等间隔采样,是准同步采样。因交流电气信号是一种特殊的周期信号,其频谱是分布在基波及其整数倍频率上的线谱,为了保证测量精度,需保证采样信号和原信号严格同步,否则将出现频谱泄漏,造成信号频谱中各谱线之间相互影响,同时在谱线两侧其他频率点上出现一些幅值较小的假谱,从而使测量结果偏离实际值。
对于准同步采样,为了提高测量精度,清华大学戴先中博士等提出了多次平均法[6]、插值法、二次逼近法等测量算法。由于保护需要速度快,而测控需要精度高,保护测控装置选择算法时,需在速度和精度两方面作出权衡。
7 结束语
目前,应用IEC 61850标准及电子互感器的数字化变电站自动化系统是电力系统的研究热点。随着对IEC 61850标准及未来数字化变电站自动化系统模式的深入理解和探讨,数字化变电站保护测控装置关键技术将不断完善和成熟。
摘要：针对数字化变电站中IEC 61850标准及电子式互感器等新的应用技术,介绍了保护测控装置研制中的关键技术:统一化硬件平台设计;装置以太网网络配置;系统实时环网及星型网络相结合的混合组网网络结构;装置软件设计方法;电子互感器数字化信息处理等。
关键词：数字化,IEC61850,电子式互感器,装置
参考文献
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测控保护综合装置 篇8
随着电力系统自动化程度的不断提高, 继电保护测控装置数字化、智能化的趋势日益明显, 并具有功能多样化、通信接口丰富化、高可靠性和高性能指标等特点。目前, 传统低压保护测控装置的硬件平台大多使用ARM+DSP+FPGA的多CPU结构[1], 该结构可以保证数据交换的实时性和保护功能的可靠性, 但存在数据共享、设备间隔扩展、时钟信号同步、功耗高等方面的问题[2], 为了解决这些问题, 本文提出了一种以多核处理器OMAP5910 (内部集成有DSP和ARM内核) 为控制核心的低压保护测控装置设计方案, 取得了较好的效果。
保护测控装置的总体结构
多核处理器OMAP5910是TI公司推出的开放式多媒体应用平台, 片内集成了DSP处理器和ARM处理器, DSP处理器基于TMS320C55X核, 提供2个乘累加 (MAC) 单元, 1个40位的算术逻辑单元和1个16位的算术逻辑单元, 由于DSP采用了双ALU结构, 大部分指令可以并行运行, 其工作频率达150MHz, 并且功耗更低。ARM处理器是基于ARM9核的TI925T处理器, 包括了1个16KByte的指令cache和8KByte的数据cache, 1个协处理器, 指令长度可以是16位或者32位。OMAP5910具有集成度高、硬件可靠性和稳定性强、数据处理能力强、低功耗等优点。
为了检修方便, 保护测控装置在设计时采用模块化结构, 主要包括交流模拟量输入模块、数字量输入模块、数字量输出模块、按键和显示模块、通信模块、微控制器模块等[3], 其结构框图如图1所示。交流模拟量输入模块包括电压互感器、电流互感器、信号调理电路和A/D转换电路, 用于将交流模拟信号转换为能被OMAP5910处理的数字信号;数字量输入模块用于采集负荷开关位置信号、低压断路器位置信号、熔断器熔断信号等普通开关量信号, 还可以采集重瓦斯动作跳闸、轻瓦斯动作告警等非电量信号;数字量输出模块主要用于各种保护装置的出口跳闸、信号报警等功能;按键和显示模块主要用于人机交互;通信模块用于与其它智能设备和监控中心进行通信。
OMAP5910中的DSP处理器是实现保护测控功能的核心, 主要负责交流模拟量与数字量输入信号的采集、数字滤波、电气量计算、保护逻辑判断、故障信息处理、保护动作出口等实时性任务。OMAP5910中的ARM处理器主要负责处理人机交互、GPS对时、网络通信等非实时性任务。由于DSP处理器和ARM处理器集成在一个芯片内, 所以其功耗相对于多CPU结构的硬件平台要低很多, 且不存在时钟信号同步问题;DSP处理器和ARM处理器可以通过192K字节的内部SRAM实现数据共享, 不存在数据共享和问题, 且整个硬件平台具有较灵活的可扩展性, 较好地解决了多CPU硬件平台中存在的问题。
主要硬件电路设计
A/D转换电路
低压保护测控装置采集的交流模拟信号包括三相测量电流、三相保护电流、零序电流和三相电压[4], 三相测量电流使用5A/3.53V的线性电流互感器采样, 三相保护电流信号使用100A/7.07V的电流互感器采样, 零序电流使用20A/7.07V的电流互感器采样, 三相电压使用220V/7.07V的电压互感器采样, 共需要10路A/D转换通道。
A/D转换芯片使用TI公司生产的TLC3578, 它是8通道14位串行模数转换器, 采用单5V模拟电源和3V~5V数字电源供电, 模拟量输入范围为-10V~+10V, 完全可以满足同时接多个互感器的设计要求[5]。TLC3578的接口电路如图2所示, TLC3578同OMAP5910的串行接口主要由片选信号、时钟信号SCLK、串行数据输入SDI和三态串行数据输出SDO四个引脚组成, /EOC端连接至OMAP5910的中断输入端, 当TLC3578内部FIFO存储区满时产生相应的外部中断, 触发相应中断程序将数据读走。
数字量输入电路
数字量输入电路不但可以采集低压供电系统中的负荷开关位置信号、熔断器熔断信号、低压断路器位置信号等普通开关量信号, 而且还可以采集低压变压器的重瓦斯跳闸、轻瓦斯告警、超高温跳闸、高温告警等非电量信号。该装置设有20路强电数字量输入接口, 并提供有4路可编程的备用非电量输入接口, 便于非电量功能扩展。数字量输入接口电路如图3所示, DIIN是数字量输入端子, DICOM是数字量输入电路的公共端, DIOUT为数字量输入的输出端, DIIN端的输入交流信号经整流、滤波、光电耦合器后变成数字信号输出。
数字量输出电路
数字量输出电路采用启动继电器闭锁形式, 启动继电器的控制信号由OMAP5910的ARM内核控制, 出口继电器的控制信号由OMAP5910的DSP内核控制, 只有启动继电器动作后, 才能开放出口继电器的正电源, 从而实现数字量输出控制的部分解耦, 避免由于器件损坏而引起保护误动作。数字量输出接口电路如图4所示, 当需要输出时, 首先使启动继电器的DOENH置高电平, DOENL置低电平, 光电耦合器EL852导通, 启动继电器动作, 其常开触点闭合, 使+24VE连接到+24V;然后将DOOUT置为低电平, 光电耦合器EL852导通, 出口继电器动作, 其常开触点闭合, 使跳闸或告警电路导通。
通信接口电路
OMAP5910的ARM内核是实现信息交换的主要枢纽, 本装置配置有两路10/100Mbit/s光纤以太网口和两路RS485接口。两路以太网口组成双GOOSE网[6], 负责接收和解析来自过程层智能操作单元的跳闸、开关等数字量信息, 并向智能操作单元实时传送数字量输出信息, 与过程层设备实现信息共享。RS485接口主要用于装置的调试与维护, 也可以用于与其它智能设备进行数据通信。
以太网接口电路采用以太网控制芯片RTL8019AS实现, RTL8019AS是REALTEK公司出品的10Mbit/s以太网控制器, 支持8位或16位数据总线, 实现了以太网媒介访问层 (MAC) 和物理层 (PHY) 的所有功能, 通过RJ45接口与以太网相连。RS485接口电路使用RSM485D芯片实现, R SM485D是集成双路电源隔离、电气隔离、RS485接口芯片和总线保护器于一身的双路隔离收发器模块, 具有很好的隔离特性, 隔离电压高达2500VDC。
保护功能配置灵活
保护测控装置设置有丰富的保护功能, 包括三段式带复压闭锁的定时限过流保护、三段式过负荷保护、反时限过流保护、零序电流保护、负序电流保护、低电压保护、过电压保护和PT断线告警等。保护测控装置按照模块化的设计思想, 将不同的保护功能给划分为独立的模块, 各个模块具有独立的入口条件和出口状态, 并且每个模块设置有控制软压板, 可以通过控制软压板的投入或退出来配置装置的保护功能, 各保护功能的整定值和出口方式 (跳闸或告警) 可以通过按键或通信网络来配置。这种模块化的设计使保护功能具有极强的可读性和移植性, 各模块间的协作关系清晰明了, 有利于提高保护的可靠性。
OMAP5910的DSP内核根据配置的保护功能和保护整定值与出口方式, 将采集到的保护用交流模拟量通过数字处理后, 与保护整定值进行比较, 当满足保护动作条件时, 按照配置的出口方式动作, 并将出口信息传递给ARM核, 供LCD显示、状态指示和数据通信使用。当装置被配以某种或多种保护功能时, 其它未被配置的保护功能的相关整定值和事件信息变为不可见, 在系统程序中不执行相关保护功能, 因此只需配置所需保护功能的整定值, 可以最大限度地减少整定值数量, 简化用户的定值管理, 减少出错的可能。
软件设计
OMAP5910是一个高度集成的硬件和软件应用平台, 它支持Win CE、EPOC、Nucleus、Vx Works和Linux等多种操作系统, 由于Vx Works操作系统具有高效的任务管理功能、支持多任务多优先级、支持优先级抢占和轮转调度机制、极高的实时性和可靠性等特点, 使其非常适合在保护测控装置中应用, 可以提高装置的实时性、保护软件的可靠性和软件开发及维护效率。
由于Vx Works操作系统采用多任务、优先级抢占机制, 因此在编程中把重点放在对任务、中断进行划分和任务调度的实现等问题上。系统主要包括三个中断、一个任务调度和多个任务, 三个中断包括A/D采样中断、定时器中断和按键输入中断, 任务包括模拟量计算任务、保护逻辑判断任务、保护功能任务、数字量控制任务、故障录波任务、通信处理任务、按键管理任务、报警功能 (LCD显示和指示灯指示) 任务和GPS对时任务。实时多任务调度是整个系统的核心, 是保证多个任务合理有序地执行的关键, 设计时将任务调度放在数据采样中断处理中执行, 其任务调度框图如图5所示。
结论
本文提出了以OMAP5910为核心处理器的低压保护测控装置设计方案, 借助OMAP强大的硬件平台和Vx Works操作系统的软件环境, 使整个装置的硬件结构更加简洁和优化, 有效地降低了装置的整体功耗, 提高了装置内部数据交换的效率和软件开发的灵活性, 提高了装置的可靠性和可扩展性。同时, 装置具有灵活的保护功能配置和保护出口配置功能, 简化了保护整定值的管理和使用, 便于使用和维护。
摘要：介绍了多核处理器OMAP5910的软硬件结构和特点, 提出了以OMAP5910为核心处理器的低压保护测控装置设计方案, 简述了保护测控装置的硬件和软件设计方案, 并给出了A/D转换电路、数字量输入电路和数字量输出电路的设计原理图, 介绍了继电保护功能的特点。由于采用了高性能的硬件平台和嵌入式实时操作系统, 该装置具有功能完善、保护配置灵活、运行可靠、维护方便、可扩充性好等特点, 较好地满足了低压保护测控装置的性能要求。本文网络版地址:http://www.eepw.com.cn/article/203224.htm
关键词：多核处理器,OMAP5910,保护测控装置,VxWorks
参考文献
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浅谈智能变电站集中式保护测控装置 篇9
一、智能变电站的构成与主要功能
智能变电站即指依靠现代化高科技设备为依托, 以数字化技术、网络技术为支撑, 以实现操作、监控、检测、保护等等工作自动化、标准化、精确化为根本目标, 以确保整个电网信息通畅、故障处理及时等等为出发点的功能全面的新型变电站。从系统构成上说, 智能变电站的系统构成是一个极为复杂的体系结构, 包括站控层、间隔层与过程层, 不同层级之间主要依靠光缆进行有效的联系。具体来说, 每一层又包括不同的系统、设备与装置, 共同作用, 互相配合, 共同组建了一个完整的、系统的、功能健全的智能变电站。
(一) 站控层
站控层是智能变电站系统结构的重要组成部分, 主要由对时系统、通信系统、自动化系统等等设备构成, 承担着智能变电站数据收集与运行状态监测的重要任务, 是完成包括一个以上一次设备甚至整个变电站安全检测工作的系统, 同时在智能变电站正常运行的过程中, 站控层还需时时记录并采集变电站的电能量以及相关的运行数据等等, 是工作人员时刻了解智能变电站运营状态的重要平台。
(二) 间隔层
间隔层主要包括继电保护装置、故障录波等等二次设备与装置。在智能变电站的运行中, 间隔层, 主要承担着用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的效用, 在具体的作用过程中, 间隔层主要依靠专用光纤来完成与过程层实现交换信息、沟通通信的工作, 是智能变电站各个层级之间信息传递与交流的重要媒介。
(三) 过程层
过程主要包括一次设备与智能变电站中各个组件共同构成的智能设备、智能终端等等装置, 共同完成智能变电站分配、传输以及检测、控制、管理等等任务。综上所述, 智能变电站主要通过三个层次的网络系统, 在坚持经济化、科学化、全面化、系统化的前提下, 共同作用, 互相配合, 共同完成智能变电站相关数据的采集、运行状态的检测、工作强度的调节、运行计划的分析等等工作, 并最终实现了电网系统的正常运行。
二、集中式保护装置在智能变电站二次设备中的运用与优势
前文已经说过, 智能变电站拥有传统变电站不可比拟的优势, 其内部多种设备与装置具有自检与自我优化的功能, 这是集中式保护测控装置能够充分发挥其安全管理与安全监测功能的基础与前提, 也是提升智能变电站二次设备安全系数的根本保障。首先, 集中式保护测控装置主要采用的双套保护装置, 也就是说, 在智能变电站运行的整个过程中, 集中式保护测控装置便可以利用双套保护装置同时采集数据, 并对收集到的数据进行对比与分析, 一旦两个数据的差值超过一定的数额 (安全界限) 时, 便足以说明两个保护套中必有一个出现运行异常情况, 工作人员便可以有针对性地开展下一步检测与监控工作, 这样一来, 不仅让检测工作更为简便, 同时也让检测结果更加精确, 减少了人为性操作事物的发生率。其次, 与其它类型的变电站相比, 智能变电站的集中式保护装置也主要是数字化装置, 保护测控装置中的各个设备的开关、工作状态等等都实现了数字化、自动化、智能化控制, 从而确保智能变电站软件编程更为间接, 有效解决了智能变电站机电状态检测工作中变电站无法对操作回路完成时时、在线检测等等难题, 使安全检测与安全测控工作更为安全、可靠、精确, 这是智能变电站集中式、数字化保护测控装置相对于传统型智能变电站保护装置的优势之一。最后, 智能变电站的集中式保护装置的信号传输主要依靠光纤来完成, 速度快, 误差小, 既全面检测智能变电站的电流与电压状态, 同时还要实施检测智能变电站内部各个系统与装置逆变电源状态, 还要检测智能变电站的通信情况、通道畅通情况、遥控情况等等, 并通过时时、定时自检的方式监控智能变电站各个系统、设备、装置的安全请鲁昂, 从而既有效节省了系统设备的更新与维修开支, 减少了工作人员开展大规模调试与检测的工作量, 让安全检测工作更为快捷, 同时也让相应的保护测控装置更为合理、科学。
结语
随着电网规模的发展, 输电线路日趋复杂, 继电保护装置也随之增多, 需要监测的数据量、节点数量、通信通道量等大大增加, 检修人员的工作量不断加大。相对来说, 智能变电站集中式保护装置的应用与推广, 简化了工作人员监控与检测智能变电站运行状态的工作程序, 使安全管理工作更加具有针对性与高效性, 也大大降低了智能变电站各个设备、装置等等发生安全事故的可能性, 从而提高了智能变电站安全管理工作质量与工作效率, 相对延长了用于智能变电站设备与装置更换与更新的周期, 节省了大量人力、物力的指出, 进一步加速了我国电网系统智能化、经济化、数字化的发展进程。
参考文献
[1]熊剑.智能变电站集中式保护测控装置[J].研制与开发, 2013 (05) .
测控保护综合装置 篇10
关键词：低压测控,微机,保护,MCF51EM256,MQX操作系统
引言
在交流50Hz, 380V (660V) 低压系统中, 配出回路繁多, 配电柜空间狭小, 低压终端上的电机或者其他馈线设备都需要智能化综合测控装置, 配合接触器和断路器等, 实现智能化、网络化及一体化功能, 提高设备智能化管理水平, 方便用户的使用。本文研发的低压测控装置就能完整地实现上述的控制、测量、保护、通讯和管理一体化的功能。
1 低压测控装置功能概述
低压测控装置能直接采样三相交流电流、三相交流电压、温度热电阻及漏电流信号, 通过高速MCU处理器计算负载电流、接地电流、电压、不平衡度、功率及电能等参数;结合内置保护算法处理, 根据需要来实现保护的投入、退出、报警或者跳闸, 实现可选择性的保护功能;通过开关量的输入输出功能, 配合接触器、断路器可完成相关的控制逻辑, 实现一定的工艺联锁或控制保护功能;如应用在MCC回路中, 可完成马达的直接启动、可逆启动, Y-△的启动控制;具有强大的网络通讯功能, 采用标准的RS485、MODBUS_RTU协议 (可扩展PROFIBUS-DP, 工业以太网, CAN网络的DEVICENET) 可轻松地实现组网功能, 方便用户的维护和管理[1]。图1为一个典型的低压测控装置结构示意图, 它从主回路中采集电压、电流及温度等信号, 经内部的MCU高速处理, 结合开关量输入信号DI进行开关量输出控制处理。具有人机交互显示功能, 丰富的网络通讯接口可方便用户的管理。
2 系统硬件设计
2.1 MCU选型
MCU是低压测控装置的核心, 它实现了数据采集、数据处理、输出控制、网络通讯和人机交互功能。这里采用Freescale公司最新推出的MCF51EM256的处理器, 它采用高速32位ColdFire V1内核 (具有硬件乘法累加MAC单元) , 片内集成带可编程延迟模块PDB和4个16位SAR型ADC, PDB可以直接控制触发ADC的采样, 完成高精度的电压、电流、漏电流及温度的交流采样和测量, 结合高速的32位COLDFIRE核, 可实现各种测控保护运算算法。硬件独立的RTC和两个安全的FLASH内存可完成事件记录管理功能, 同时通过远程固件更新, 减少装置的维护成本。多达3个SPI、3个SCI和1个I2C接口, 可实现多种网络通讯功能。内部集成了2个TPM多功能定时器模块和1个16位、2个8位定时模块以及丰富的GPIO口, 可方便地完成定时中断和各种开关数字量的输入采集和输出控制。借助CODEWARRIOR-IDE开发平台和免费的MQX操作系统, 可高效快速的进行软件开发[3]。
2.2 信号处理
低压保护测控装置主要采集的有三相交流电流, 三相交流电压、漏电流和温度的8路模拟信号。通过电阻分压、电流传感器等方式进行信号取样, 经MCU内部的基准抬高后进运放放大、滤波后直接连接MCU内部的4个8通道的16位ADC引脚, 借助MCU内部PDB模块来启动ADC的交流采样转换, 并提供MCU采集ADC转换结果的中断服务, 这种不用MCU程序控制的数据采集方式提高了MCU的运行效率。用于监测断路器、接触器的开关信号的9路开关量干接点开关输入信号经过光耦隔离后接入MCU的GPIO引脚, MCU通过中断定时查询的方式获取现场开关信息。MCU通过高速信号采集和智能化分析和逻辑处理后通过片内的GPIO输出5路继电器来进行保护和控制输出操作, 信号处理电路见图4。
2.3 通讯电路
低压保护测控装置采用总线型的分布式网络通讯结构, 目前主流的是RS485-ModBus总线、RS485-ProfiBus总线和CAN-DeviceNet总线, 其中最常用的是RS485的ModBus总线。通过MCF51EM256片内的SCI单元, 采用高速光耦6N137隔离和TI的抗ESD的485芯片SN75LBC184硬件设计, 软件编写ModBusRTU协议模块, 支持01、02、03、04、06、10等命令操作。同时利用片内另外2个SCI部分, 可外扩展标准的ProfiBus-DP、CAN-DeviceNet及Ethernet模块, 完成其他总线网络的通讯。RS485-ModBus通讯电路见图5。
2.4 MCU外围及人机交互
通过MCU片内LCD模块可支持8×36点的段码LCD显示, 可方便用户简单交互调试;通过I2C/SCI接口同外接显示模块连接, 完成人机交互操作。MCF51EM256的外围电路图见图6。
3 软件设计
利用FREESCALE的CODEWARRIOR开发环境及免费开源的MQX (Message Queue eXecutive:消息队列执行) 操作系统, 结合低压保护测控装保护算法, 合理地进行任务划分和任务模块编写。按保护测控装置的交流采样及数据预处理、保护判断、驱动输出、人机交互及通讯进行任务划分, 并进行相关任务模块的程序编写, 实现软件良好的移植维护性和高可靠性。
3.1 MQX操作系统移植
为了适应不同体系结构的处理器和开发板, MQX必须把一部分与具体硬件设备相关的代码作为抽象的接口保留出来。硬件驱动由硬件设计方具体实现, 这就是MQX移植, 在MQX的BSP、PSP的文件夹中进行修改和剪裁。MQX3.6及以后的版本均支持MCF51EM256的BSP、PSP的驱动代码, 开发者只做少量移植工作就能适应不同项目的需求, 同时通过对user_config.h进行配置, 可选择打开/关闭外设来进行剪裁。
3.2 保护原理及算法实现
低压保护测控装置的算法包括了交流采样中的付式算法 (计算基波分量) 、序量分量计算 (正序、零序、负序) , 在运行参数测量和上述特征量计算后进行各种故障判断, 如短路、过载、缺相、低电压及过电压判断, 并根据整定的要求进行故障输出。同时根据系统配置的逻辑控制要求进行相应的DI和DO控制操作。
3.3 软件框图
根据低压保护测控装置软件中对实时性和准确性的要求, 将任务分解成数据采集及数据预处理, 特征量运算及保护判断, 驱动输入输出、通讯及人机交互, 任务间采用信号量进行通讯。程序框图如图7所示, 可见采用操作系统的编程方式。由于每个模块和任务都是独立、实时地运行, 非常适合于低压保护测控装置下的模块移植化、任务实时运行的要求。
4 结束语
本文采用Freescale公司最新的MCF51EM256, 利用其片内高精度16位ADC和高速32位处理器, 借助CODEWARRIOR和MQX的操作系统的软件环境, 利用模块化的软件架构和丰富的低压保护和工业现场控制经验编写软件来实现智能化的保护、测量、控制、网络通讯和管理功能, 具有良好的先进性和经济性, 以及一定的参考价值。
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