CN104753085A - 一种分布式光伏接入远程在线监测系统 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种分布式光伏接入远程在线监测系统，该系统包括分布式光伏电源监控主站、分布式光伏电源终端、分布式光伏电源监控子站和通信系统组成；分布式光伏电源监控主站用于分布式光伏电源数据采集监控、并网控制、远方孤岛检测和调度；分布式光伏电源终端用于分布式电源运行现场的监测、保护、控制、计量；分布式光伏电源监控子站设置在分布式光伏电源监控主站与分布式光伏电源远方终端的中间层设备，子站设备的维护和自诊断、孤岛检测和分布式电源的并网管理；通信系统是连接分布式电源监控主站、远方终端和监控子站之间实现信息传输的通信网络。本发明从电网系统宏观的角度对有可能出现孤岛效应的光伏电源进行监控，确保检修工作的安全性。

Description

一种分布式光伏接入远程在线监测系统
技术领域
本发明涉及电力系统领域，具体涉及一种分布式光伏接入远程在线监测系统。
背景技术
由于分布式光伏发电具有离散性、波动性、间歇性的特点，可控性、可预测性往往低于常规电源，分布式电源的并网、运行、检修等都会给主网的安全性和可靠性带来很大的威胁。分布式电源如果能及时地将运行的状态信息上传至监控中心，监控中心就可以实时快速地将控制命令下达至分布式电源。对孤岛效应快速、有效地检测是分布式发电系统并网运行必须解决的关键问题，现有的孤岛检测可分为本地检测和远程检测。本地检测不能取得令人满意的检测效果，因为被动检测存在大的检测盲区，而主动检测会影响电能质量，且不能用于多个分布式电源的情形。远程检测克服了本地检测的缺点，能够满足检测要求。随着智能电网的发展，远程检测方法应用于分布式电源并网系统将成为必然趋势。
发明内容
根据以上现有技术的不足，本发明提供一种分布式光伏接入远程在线监测系统，将监控系统子站与主站进行实时数据传输，将分布式光伏子站采集到的电源的状态信息传输到主站，利用主站的算法对分布式光伏是否存在非计划孤岛进行准确的判定，并将判定结果及时反馈给子站，从电网系统宏观的角度对有可能出现孤岛效应的光伏电源进行监控，确保检修工作的安全性。
本发明的技术方案是：一种分布式光伏接入远程在线监测系统，该系统包括分布式光伏电源监控主站、分布式光伏电源终端、分布式光伏电源监控子站和通信系统组成；所述分布式光伏电源监控主站用于分布式光伏电源数据采集监控、并网控制、远方孤岛检测和调度及检修控制；所述分布式光伏电源终端用于分布式电源运行现场的监测、保护、控制、计量；所述分布式光伏电源监控子站设置在分布式光伏电源监控主站与分布式光伏电源远方终端的中间层设备，用于通信汇集、转发，子站设备的维护和自诊断、孤岛检测和分布式电源的并网管理；所述通信系统是连接分布式电源监控主站、远方终端和监控子站之间实现信息传输的通信网络。所述分布式光伏电源监控主站设有电力系统同步测量单元，用于进行同步相量的测量和输出以及动态记录，实现DG并网系统的孤岛检测。所述电力系统同步测量单元从电网侧和DG侧的继电器中得到各自电压的相量信息，对该相量信息进行处理，对两侧电压相位角的比较，当两个相位角的差大于设置的阈值时判定出现孤岛，并向断路器发出跳闸命令。所述分布式光伏电源监控子站设有信息存储单元，用于存储分布式电网和主电网运行的三相电压、三相电流、有功功率、无功功率参数，形成24小时记录。所述分布式光伏电源监控子站设有并网监测单元，用于在分布式光伏电源并网过程中，监测各项参数是否符合并网运行条件，如不符合将发出报警，以提示工作人员做出调整，或将其与大电网断开。所述分布式光伏电源终端包括数据采集及处理模块、主处理器模块、控制输出模块、通信模块；所述数据采集及处理模块实现遥测、遥信的功能，控制输出模块实现遥控功能，通信模块利用GPRS网络实现与监控中心的通信功能。数据采集及处理模块的遥测实现通过强电信号经PT、CT变换成幅值较小的交流电信号，再经过信号预处理电路，完成电流电压转换和限幅处理，通过低通滤波器滤去谐波，经采样保持进入多路模拟开关，多路模拟开关具备定时切换功能，模数转换器ADC在微处理器的指令下采集数据，并将其转换为数字信号，最后送入主控制器CPU。
本发明有如下积极效果：为了满足监控中心对分布式电源实时监控的需求，利用无线网络建立监控中心与分布式电源之间的通信，不仅可以利用现成的通信网络，而且投资费用比较低，传送的信息稳定、可靠、快速、实时。
附图说明
图1是本发明的分布式光伏电源在线监测系统体系结构图；
图2是本发明的基于PMU的孤岛检测方法；
图3是本发明的分布式光伏电源监控系统子站架构；
图4是本发明的分布式光伏在线监测系统子站运行流程图；
图5是本发明的系统业务流程图；
图6是本发明的通信接口原理结构。
具体实施方式
下面对照附图，通过对实施例的描述，本发明的具体实施方式如所涉及的各构件的形状、构造、各部分之间的相互位置及连接关系、各部分的作用及工作原理、制造工艺及操作使用方法等，作进一步详细的说明，以帮助本领域技术人员对本发明的发明构思、技术方案有更完整、准确和深入的理解。
分布式光伏电源具有分布区域广、采集点多、信息量大、与配电网和用电负荷耦合性强等特点。信息之间的共享和交互要求较高。因此分布式光伏电源监控系统采用分散采集、区域汇集、集中处理和其他应用系统互联的体系结构确保系统的可靠性、安全性、实用性和扩展性。分布式光伏电源监控系统主要由分布式光伏电源监控主站、分布式光伏电源远方终端、分布式光伏电源监控子站和通信系统组成。监控系统体系结构如图1。其中，分布式电源监控主站是分布式光伏电源监控、管理的中心，主要实现分布式光伏电源数据采集与监控、保护与并网控制等基本功能和远方孤岛检测、调度及检修控制等扩展功能，并可实现与其他相关应用系统互联。分布式光伏电源远方终端安装在分布式电源运行现场的自动化装置，实现监测、保护、控制、计量等功能。根据分布式电源的类型和容量可配置不同的采集项目。分布式电源监控子站是主站与远方终端的中间层设备，通常用于通信汇集和处理，也可扩展实现区域内的高级应用功能，通信系统是连接分布式电源监控主站、远方终端和监控子站之间实现信息传输的通信网络，在建有配电自动化或用电信息采集系统的地区，可考虑和它们复用通信网络。
1、基于电力系统同步测量单元的主站监控系统
电力系统同步测量单元(PMU)用于进行同步相量的测量和输出以及动态记录，利用PMU可实现DG并网系统的孤岛检测。此方法中，中央向量处理器可以从电网侧和DG侧的继电器中得到各自电压的相量信息，处理器中的算法负责对该相量信息进行处理，通过对相量信息的比较判断DG是否处于孤岛状态。图2为基于PMU的检测方法示意图。
对相量信息的处理主要是对两侧电压相位角的比较，当两个相位角的差大于设置的阈值时认为出现了孤岛，并向断路器发出跳闸命令，显然，对阈值大小的合理设置是关键。基于PMU的方法中，除了根据相位差进行判断外，还可以通过监测电压相量的变化率进行孤岛检测。基于PMU的检测方法的检测时间由对相量的获取时间、通信时间以及逻辑判断和跳闸时间几部分构成，其中通信时间与电网结构有关。总体来看，这种方法比本地检测需要更少的检测时间。
在电网检修过程中，分布式电源在线监测系统主要完成的功能为：系统与调度SCADA结合，在调度监控员监视面板上显示分布式电源接入点和接入线路的开关位置，以及接入线路上各电气量，在检修工作开始前，调度监控员根据分布式电源在线监测系统采集及回传的上述信息，判定该线路是否带电或满足检修条件，如不适合检修，系统将给出告警信息并标识出线路名称，调度监控人员便可通知检修部门当前检修线路带电，不可进行检修工作，同时，也可通过系统遥控功能，发出控制命令，由位于光伏并网点处的GPRS DTU接收并编译遥控报文，控制继电器工作，完成开关断路器的控制。
2 光伏远程在线监测系统子站设计
分布式光伏电源监控子站是为优化系统结构层次，提高信息传输效率，便于通信系统组网而设置的中间层。实现所辖范围内的分布式电源采集信息汇集、处理或分布式电源区域并网管理、通信监视及孤岛检测等功能。
分布式光伏电源监控子站一般根据需要设置在大型居民住宅小区，大型商业区或大型工业区等配电室或监控室。
分布式光伏电源监控子站可采用嵌入式硬件平台，采用嵌入式操作系统，便于系统维护和各种应用功能的实现。监控子站功能包括基本功能和扩展功能。基本功能包括通信汇集、转发，子站设备的维护和自诊断；扩展功能包括孤岛检测和分布式电源的并网管理。图3为分布式电源监控子站的架构。
分布式电源监控子站系统的最主要功能是信号采集、数据处理、通讯、数据存贮及人机交互等，提供给用户DG机组并网运行时的各电参量值，便于用户研究、分析DG机组并网给大电网带来的影响。随着电力技术的进步，人们对于各种监控装置的要求也逐渐提高。设计要求如下：
现场采样
每周期采样512点的高速DSP数字处理技术；需要精确计算三相电压、三相电流、有功功率、无功功率、功率因数、谐波总畸变率、三相电流谐波分量等电参量；
存储功能
定时(可设定，5～60分钟)记录分布式电网和主电网运行的三相电压、三相电流、有功功率、无功功率等参数，形成24小时记录。具备综合的监测功能：监测电压偏差、电压合格率(超限率)、频率偏差、电压谐波、电流谐波、电压/电流极值等；
数据通信
具有RS-485通信接口并支持MODBUS协议。利用无线通信模块GPRSDTU，并通过中国移动通信的GPRS网络来传输报文，实现远程通信，提高了系统的实时性，满足对具有分散性特点的分布式电源监控的要求。当分布式电源并网后，监控终端能保证配电网的可靠性和安全性。由于分布式电源并网的局限性，因此本设计方案仅仅考虑有电区域并可以并入配电网的分布式电源用户。
并网监测
在分布式电源并网过程中，监测其各项参数是否符合并网运行条件，如不符合将发出报警，以提示工作人员作出调整，或将其与大电网断开。
越限报警
当电压、电流连续超过整定值时，报警、记录并上报其极限值、发生的起始时间和终止时间(时间记录精确到分)，至少记录最近5次。统计电压合格率，统计失电时间，记录及上报失电的起始和终止时间(时间记录精确到分)。当装置电源失电时，储存的数据不能丢失。可以按日、月统计并保存数据，月统计数据可连续保存2个月。
远程控制
接收由监控中心发送的遥控指令，通过断路器的辅助触点及储能机构准确控制分布式电源，实现实时快速投切；
当地自调试
具有自诊断功能，发现装置的内存、时钟、I/O口等工作异常时应记录及保存，应有上电及软件自恢复功能，能防止负荷引起的瞬时电流过大和电压过低、电容器投切时的瞬时浪涌电压或电流等情况。
下图4为分布式光伏在线监测系统子站运行流程图。
3 光伏远程在线监测系统业务流程
分布式光伏远程在线监测系统是利用子站与主站的协同配合，实现对孤岛效应的准确检测，保证在电网故障时检修工作的安全性。系统的具体业务流程图如图5。
在电网永久性故障时，首先电网侧断路器由于继电保护装置会跳开，一定延迟后，子站将检测到的DG侧断路器开关状态量传送到主站。若DG侧断路器已经断开，提示检修人员可以进行检修工作；若DG侧断路器仍未跳开，有可能出现孤岛效应，分布式光伏继续向系统送电，此时将弹出警告，禁止检修人员进行检修操作。同时系统对该故障线路进行判断，若该线路未安装远程遥控装置，则通知子站安排人员进行现场确认，确保断路器断开方可进行检修；若该线路具有远程遥控功能，将进行孤岛效应检测。首先通过传统的孤岛效应(主动/被动)检测方法进行检测，若传统的检测方法可以确定孤岛效应的发生，则自动将未断开的断路器断开；若传统的检测方法不能检测到非计划孤岛的发生，有可能出现检测盲区，需要远程智能孤岛检测方法进一步判断，将PMU检测到的电网侧和DG侧电压向量传送到中央向量控制器，比较二者相位差，若相位差超过设定的阀值，说明确实发生了非计划孤岛，需要将DG侧断路器断开后方可允许检修工作的进行；否则将通知子站安排人员，对分布式光伏电源进行现场确认，确保断路器全部断开后方可进行检修工作。
4、监控系统终端功能结构
当分布式发电系统并入大电网实现并网运行时，配电网就形成了由许多个电源组成的网络。这大大提高了调度运行人员对分布式电源并网控制和运行管理的难度。分布式电源在很多方面对配电网产生了影响，比如网络损耗、电能质量、谐波、系统继电保护、可靠性、故障电流等，应从整体性角度进行定量分析，以评估在分布式电源并网后，系统运行的安全稳定性。根据上述的子站总体结构图，就能对每个模块进行详细地设计。从总体结构图可以看出，终端主要分为四大模块：数据采集及处理模块、主处理器模块、控制输出模块、通信模块。数据采集及处理模块主要实现遥测、遥信的功能，控制输出模块主要实现遥控功能，通信模块主要利用GPRS网络实现与监控中心的通信功能，而主处理器模块则起到统筹协调其余各模块工作并计算处理数据的作用。
遥测部分。强电信号经PT、CT变换成幅值较小的交流电信号，再经过信号预处理电路，完成电流电压转换和限幅处理，通过低通滤波器滤去谐波，信号经过以上的一些处理后经采样保持进入多路模拟开关，多路模拟开关具备定时切换功能，模数转换器ADC在微处理器的指令下采集数据，并将其转换为数字信号，最后送入主控制器CPU。
遥信部分。断路器和隔离开关的位置状态信息都取自他们的辅助触点，辅助触电的开合直接反映了设备的工作状态。为防止因辅助触点接触不良而造成误差，一般在触点回路上所加的电压都比较高，例如直流24V。而电气设备的辅助触点与终端的连线具有一定距离，为了避免这些连线将干扰等引入终端，必须加设光耦隔离装置。光耦隔离器虽然滤去了一些高频干扰，但电压等级还是满足不了CPU的工作环境电平，这就需要电平转换来实现。
遥控输出部分。终端收到遥控指令后对有关电路进行检查，如发现工作不正常则撤销原发的遥控指令并禁止遥控执行继电器动作。同时给主站端发“遥控电路检查出错”信息。主站端收到这一信息后，就不发送执行指令。如果电路正确则执行遥控指令，使继电器动作。为了是合闸或跳闸信号具有脉冲性质以适应开关操作机构的要求，执行完遥控指令后，经一定时延将继电器全部复归，消除当前的工作状态，等待下一条遥控命令，超过预定时间则自动撤销该条遥控命令。
主控制器一般在片内外设中包含一个或多个串行通信接口，如果没有串行通信接口时，可采用串口外扩的方式来增加串行接口的数量。通信接口原理图如下图6所示，由TXD发送数据，RXD接收数据，数据包经电平转换成适合RS-485接口标准的电平，最后传给GPRS通信模块GPRS DTU将数据打包并嵌入TCP/IP协议，传送至主站端。
5 硬件设计思路
分布式电源监控终端的硬件设计根据其要实现的功能进行设计，同时也要遵循上述提到的设计准则。其中最为关键的是主处理器芯片的选择。
随着科技的发展，微处理器已广泛应用于智能监控系统，比如MCS-51微处理器、ARM系列微处理器。但需要处理的数据量日渐加大，对于数据采集的实时性和精确性要求也日渐提高。利用常规的微处理器来实现电力监控，尤其是数据采集处理方面，所需的时间比较长。拿遥测量的采集来说，如果使用一般的微处理器，要实现采样保持、多路模拟开关、模数转换的功能，须单独使用芯片，不利于控制开发成本，而DSP芯片内部集成这些功能。
DSP是Digital Signal Process的简称，某种程度上，DSP其实是一种特殊的单片机，DSP的内部结构比一般的微处理器更适合数字信号处理，因此将DSP芯片应用于电力监控方面将是未来的发展方向。
因此，综合上述分析，本系统选择在时间上、精确度上、集成度上都更具优势的DSP来做为主处理器芯片。
一、数据采集及处理模块
从电压二次侧送出的电压值为100V，从电流互感器二次侧送出电流值为5A。这些原始的模拟信号携带着无用信号及噪声，并不能直接应用于工作电源为单极性电压3.3V或1.8V的主处理器芯片上，否则将影响数据处理质量，如果不进行隔离保护，甚至会导致芯片的损坏。因此，在信号送入主处理器芯片之前，有必要对模拟量及开关状态量进行一些预处理，或者称作信号调理。
简单来说，信号调理就是信号处理电路，在送入芯片进行A/D转换之前，对信号完成电流电压转换、幅度控制、去掉高频分量并进行隔离保护。
(1)模拟量的采集与处理
从电流互感器二次侧送出的三相电流，都须经过电流电压转换电路转换成电压信号，这就需要进过I/V转换电路实现。再经过电压衰减电路，降低信号的幅度，从而使输出信号适合A/D转换的0～3.3V电压范围内，以便后续的数据处理。
从电压互感器二次侧输出的三相电压及中性点电压，与电流的处理略有不同，只需经过电压限幅电路即可。其中，运算放大器采用高精度运放LM324N。从电压限幅电路输出的0～3.3V的正弦电压信号Vout夹杂着大量噪声谐波。为防止频率发生混叠和抗高频干扰，Vout还需经过有源模拟低通滤波器。低通滤波器有许多模型可供选择，考虑到在后续的芯片处理中将结合数字低通滤波的方法，因此可降低对模拟滤波器的技术要求，采用二阶有源模拟低通滤波器。由于要滤除24次以上的谐波，因此，设计滤波器的截止频率为24×50＝1200Hz。
(2)状态量的采集与处理
对于分布式电源是否要并网运行，需要由终端来监控一些状态量的导通情况。从终端外界输入的D1～D6六路开关状态量信号(主要包括断路器和隔离开关的辅助触点、继电器的节点输入等)经光耦隔离器和上拉电阻后输入电平转换芯片SN74CBTD3384，最后经过滤除高频杂波送入DSP中做相应的逻辑运算或判断。设计采用的光耦隔离器型号为TLP281。由于光耦隔离器具有体积小、无触电，很强的噪声抑制能力、绝缘能力、单向传输信号等方面的优点，因此，在数字处理电路领域获得到了广泛的应用。
由于DSP的I/O端口是工作在3.3V电压下的，而输入的遥信量是工作在5V电压下的，因此需要电平转换芯片SN74CBTD3384将数字信号转换成适合DSP工作的电压值下，SN74CBTD3384芯片的输出端IN[1～6]与DSP的GPIOA[0～5]引脚相连。在实际工业应用中，在状态量输入口处还需要采用压敏电阻和热敏电阻进行保护。
二、主处理器模块
1、芯片选型
本系统所设计的终端主处理器芯片采用美国TI公司的DSP芯片TMS320F2812。TMS320F2812是TI公司推出的TMS320F28xx系列芯片中比较高级的一种。
2、TMS320F2812最小系统
TMS320F2812最小系统是保证DSP能够正常工作的最小所需电路，包括时钟电路、电源及复位电路、JTAG接口电路、外围扩展电路的设计。最小系统作为DSP组件的核心，在其周围接入外部扩展模块电路，该系统可以实现相应功能。
三、控制输出模块
控制输出模块是终端的一个重要组成部分，主要通过继电器完成对断路器的操作，并提供相应的故障报警信号。电路由逻辑控制、隔离保护、输出、状态回读等部分单元电路组成。遥控接口电路对可靠性、稳定性要求比较高，对于分布式电源来说，一旦误跳闸，对于大电网的反应会很激烈，所以宁可不跳也不能误跳。电路设置了2个继电器KR来实现控制信号的输出，分别为“合”继电器(KR1)和“分”继电器(KR2)。同时设计了反馈信号来防止遥控错误执行的情况，保证正确执行遥控的投切指令。
四、通信模块
通信模块的硬件传输过程主要是数据通过DSP的串行通信接口SCI(采用双线制通信的异步串行通信接口UART)经电平转换芯片MAX485与GPRS DTU的RS-485接口连接，然后数据通过嵌入在GPRS DTU中的TCP/IP协议经GPRS网络传送至主站端，主站端下达给终端的调度指令也是用相同原理，可实现半双工通信。
1、RS-485接口标准及硬件实现
基于同步通信模式的RS-232接口标准已得到广泛应用，因其传输效率高，能够已更高波特率传输更多数据，但其主要应用于电信传输。更为简单的异步通信模式则使用于数据传输。数据传输中最常用的是半双工模式。1983年由美国电子工业协会(EIA)提出的RS-485通信接口克服了RS-232接口数据传输距离短、只能连接两个设备、抗干扰性能差等缺点。因此，在工业领域应用中，EIARS-485已然成为数据传输过程中的首选通信串口标准。
由于本系统的RS-485接口要实现半双工模式，所以可以采用二线制。RS-485工作原理如下：当数据在发送或接收时是使用相同的物理信道。要求应答的装置都有自己的地址编号以便被检测到，当侦听到总线传来的呼叫信号然后确认信号已发送完毕，并确认在没有其他装置发出应答信号的状况下，才能应答。这对通信时发送和接收的时序要求非常严格。
RS-485接口芯片采用美国Maxim公司的MAX485芯片。MAX485为纯接口转换芯片，成本较低，采用半双工通信模式，并且实现将TTL电平转换为符合RS-485串口通信电平的功能。MAX485芯片的内部结构及外部引脚都十分简单，内含一个接收器R和驱动器D。DE和RE分别为发送端和接收端的使能引脚，当DE为高电平时，处于发送数据状态；当RE为低电平时，处于接收数据状态。对使能端的控制，交由DSP的从动传送使能引脚SPSTEA。
TMS320F2812内置有两个SCI异步串行接口(UART)，UART串行通信接口可以转换为RS-232或者RS-485等接口，因此，其在电路板和PC机或是单片机和单片机之间的串行通信应用的十分广泛，它的使用在现代的嵌入式系统设计领域有着举足轻重的地位。
2、GPRS DTU
GPRS DTU(Data Terminal Unit)全称GPRS数据终端单元，其内部软件封装了TCP/IP协议栈内容，硬件上具有嵌入式操作系统，再加上无线接入部分，可用于串口数据的可靠传输，因此广泛应用于工业领域。GPRS DTU将现场采集的具有一定协议的数据包转换成附带有TCP/IP协议的数据包，然后通过透明的TCP/IP无线传输通道将数据传入GPRS网络，并且完成子站和调控中心的通信连接、侦听重连等工作。使用时需插入SIM卡并指定服务器的IP地址、Port端口号，才能使用特定的AT指令来连接到外部的Internet网络。
在本终端设计中，主要采用现有的GPRS DTU，为了维持系统的稳定性和可靠性，选择的GPRS DTU需要有良好的性能内置模块，成本也不能太高，可采用GPRS DTU H7710。它采用工业级端子排接口，串行数据接口为RS-485，可用于抄表、配电网/农网自动化数据信息的传输，GPRS DTU H7710能够完全满足分布式电源终端的数据传输需求。
6、系统终端软件设计
一、软件的设计思路
软件的设计流程跟硬件设计一样，按功能化设计，遥测需要模拟量采集及A/D转换，遥信需要采集对应I/O接口的数字量，遥控则需要输出数字量以控制继电器。软件的处理还包括对采样的数字量进行滤波和计算。数字滤波宜采用DSP芯片擅长的FIR滤波器，再结合A/D转换之前的模拟滤波，使获得的数据更加准确有效。对于频率、功率、电度等电气量的计算，精心挑选算法，如最小二乘拟合法、消相求和法等，提高了计算速度，能满足分布式电源监控终端实时性的需求。
为了提高CPU的工作效率和更好得利用CPU的存储空间资源，对于串行通信接口、模拟量采集及A/D转换均采用中断模式，且数据采样及A/D转换中断优先于串口通信中断。CPU中断模式是由一种特殊事件(中断源)的触发下，使CPU中止正在运行的主程序而转去处理这种中断事件(中断响应处理程序)的操作，当中断处理完毕时，程序回到转出的断点处继续执行主程序。中断源可以是来自外部的输入输出设备，也可以是计算机的一些故障源或其它内部原因(时钟或软件中断)。对于外部中断和串行口中断，都必须对其进行初始化工作，配置相应的寄存器并开中断。
二、软件主要程序设计
本系统的软件设计主要对TMS320F2812进行开发研究，而DSP的主要开发工具是CCS(Code Composer Studio)集成开发平台。它是TI公司于1999年推出的，提供了代码生成、代码调试、可执行代码生成和实用分析四类工具，目的是为了帮助用户在软件环境下相继实现程序编辑、编译、链接、调试及数据分析等工作。可用C/C++及汇编语言编写程序，最后生成的可执行文件*.out通过仿真器与JTAG接口连接将程序下载到目标板上进行调试。
本系统的软件设计主要包括的功能模块有：系统初始化，数据采样及A/D转换、数字滤波、电气量计算、MODBUS通信协议及中断服务程序。主程序的主要功能为终端的上电复位和系统初始化工作，包括利用锁相环PLL设置时钟、存储器地址和缓冲区的定义、中断及定时器的设置、模数转换器ADC的设置、事件管理器EV初始化、GPIO的端口方向设置、SCI通信接口初始化、禁止看门狗等，这些都是为了使终端能够正常工作。
SCI串行通信接口采用中断方式来判断是否接收到主站请求命令及各项参数设置命令。主程序上电复位并初始化后，当接收到上位机请求命令时，跳入中断服务程序，进行命令解析，根据功能码依次判断命令类型。接收到遥测命令则对A、B、C三相电压、电流，中性点电压等数据的采样及模数转换、数字滤波，随后进行频率、功率、功率因数、电度等电气量的计算。当接收到遥信命令时，程序转向I/O接口模块，采集开关状态量信息，并通过数字滤波滤去噪声。当接收到遥控命令时，I/O接口模块输出数字量“1”(合)、“0”(分)来控制相应继电器输出，实现断路器的分合闸操作。最后调用通信程序将响应数据按MODBUS协议格式发送回主站端的PC机上。
三、MODBUS通信协议的实现
MODBUS协议采用主从式的对话模式。该网络通信协议是真正开放的、标准的、免征许可费的，现在已经成为世界上最流行的工业协议。此协议支持传统的RS-232、RS-485、RS-422以及以太网设备。多数工业设备，比如DCS、PLC、智能化仪表都将MODBUS协议作为它们之间通信的标准化协议。生产于不同厂家的控制设备可以在此协议的基础上连成工业网络，方便进行集中监控。
MODBUS协议通讯模式包括RTU模式、ASCII模式等，并没有规定物理层。MODBUS实际上是位于应用层的协议，因此，在应用中能实现与不同的底层网络或协议结合。该协议定义了提供给控制器认识和使用的消息结构，不管它们进行通信时是经过哪种网络的。在问答模式中，当主机发送一个数据请求消息时，终端站确认接收到正确消息后，就可以发送回响应数据到主机以响应发送请求。
MODBUS协议定义了数据和校验码的序列，这些内容对于数据交换来说都是十分重要的。MODBUS协议采用主从应答式并在一根通讯线上实现连接(半双工)。主机信号首先寻址到唯一的终端设备(从机)，随后，被寻址的终端设备反向发出一个响应信号回传给主机。
上面结合附图对本发明进行了示例性描述，显然本发明具体实现并不受上述方式的限制，只要采用了本发明的方法构思和技术方案进行的各种非实质性的改进，或未经改进将本发明的构思和技术方案直接应用于其它场合的，均在本发明的保护范围之内。

Claims (7)

1.一种分布式光伏接入远程在线监测系统，其特征在于，该系统包括分布式光伏电源监控主站、分布式光伏电源终端、分布式光伏电源监控子站和通信系统组成；
所述分布式光伏电源监控主站用于分布式光伏电源数据采集监控、并网控制、远方孤岛检测和调度及检修控制；
所述分布式光伏电源终端用于分布式电源运行现场的监测、保护、控制、计量；所述分布式光伏电源监控子站设置在分布式光伏电源监控主站与分布式光伏电源远方终端的中间层设备，用于通信汇集、转发，子站设备的维护和自诊断、孤岛检测和分布式电源的并网管理；
所述通信系统是连接分布式电源监控主站、远方终端和监控子站之间实现信息传输的通信网络。
2.根据权利要求1所述的分布式光伏接入远程在线监测系统，其特征在于，所述分布式光伏电源监控主站设有电力系统同步测量单元，用于进行同步相量的测量和输出以及动态记录，实现DG并网系统的孤岛检测。
3.根据权利要求2所述的分布式光伏接入远程在线监测系统，其特征在于，所述电力系统同步测量单元从电网侧和DG侧的继电器中得到各自电压的相量信息，对该相量信息进行处理，对两侧电压相位角的比较，当两个相位角的差大于设置的阈值时判定出现孤岛，并向断路器发出跳闸命令。
4.根据权利要求1所述的分布式光伏接入远程在线监测系统，其特征在于，所述分布式光伏电源监控子站设有信息存储单元，用于存储分布式电网和主电网运行的三相电压、三相电流、有功功率、无功功率参数，形成24小时记录。
5.根据权利要求1所述的分布式光伏接入远程在线监测系统，其特征在于，所述分布式光伏电源监控子站设有并网监测单元，用于在分布式光伏电源并网过程中，监测各项参数是否符合并网运行条件，如不符合将发出报警，以提示工作人员做出调整，或将其与大电网断开。
6.根据权利要求1所述的分布式光伏接入远程在线监测系统，其特征在于，所述分布式光伏电源终端包括数据采集及处理模块、主处理器模块、控制输出模块、通信模块；所述数据采集及处理模块实现遥测、遥信的功能，控制输出模块实现遥控功能，通信模块利用GPRS网络实现与监控中心的通信功能。
7.根据权利要求6所述的分布式光伏接入远程在线监测系统，其特征在于，数据采集及处理模块的遥测实现通过强电信号经PT、CT变换成幅值较小的交流电信号，再经过信号预处理电路，完成电流电压转换和限幅处理，通过低通滤波器滤去谐波，经采样保持进入多路模拟开关，多路模拟开关具备定时切换功能，模数转换器ADC在微处理器的指令下采集数据，并将其转换为数字信号，最后送入主控制器CPU。
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