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1、PCS-996电力系统同步相量测量系统简介,2010.3,WAMS介绍,中国电力系统正在进行西电东送和全国联网，同时电力市场化改革也在积极推进之中。在电力工业取得长足发展同时，电力系统也面临严峻的考验。例如：电网潮流的不确定性加大,互联电网稳定性水平有下降的可能,联络线的输送功率限制了更大规模的功率传送。因此，对电力系统信息采集和运行状态的监视提出了更高的要求。目前采用的采集的稳态数据和局部暂态数据已经不能胜任这种大范围的实时动态数据采集任务。,WAMS介绍,WAMS(Wide Area Measurement System)广域测量系统连续监视电网运行性能，异常的频率，低频振荡，扰动期间和扰
2、动后的动态特性。给调度人员提供高质量的信息和分析工具，探测电网将要发生的紧急情况并降低电网事故。PMU(Phasor Measurement Unit)同步相量测量系统用于电力系统同步相量测量和输出以及动态过程的记录。PMU和GPS、高速通信网络、子站和主站分析系统共同构成WAMS，实现了区域以及跨区域大电网的动态过程监测和分析。,WAMS介绍,WAMS系统由调度端的主站和厂站端的子站PMU装置构成，是电网动态安全检测预警系统的重要组成部分。电力系统相量测量技术就是在高精度的时钟同步下，电网各厂站端的PMU实时地测量电压和电流的相量，并实时地传送到调度端的WAMS主站，经计算分析后提供电网的相
3、量信息，解决现有系统不能直接测量相角的缺陷；监测电网的实时动态特性，填补运行人员不能监测系统动态过程的空白。目前的电力系统通常都建立了用于测量和监视系统稳态运行的EMS系统和测量电磁暂态过程的故障录波系统。EMS系统侧重于监测系统稳态运行，测量周期通常是秒级，而且不带时标，不同地点之间缺乏准确的共同时间标记。,WAMS介绍,继电保护及故障录波数据的采样频率都在几千HZ以上，带有时标，但是只在发生故障时采集故障点附近的数据，记录数据只是局部，并且待续时间短，通常在数秒之内，难以用于对全系统动态行为的监视和分析。WAMS系统与现运行的EMS系统、继电保护及故障录波信息系统在时间分辨率上具有明显差异
4、，处理稳态数据的EMS系统时间分辨率为秒级，处理暂态数据的继电保护及故障录波装置时间分辨率为毫秒级，而WAMS系统主要采集、处理动态数据，因此，时间分辨率亦介于以上两系统之间，约从十毫秒到几百毫秒。因此，WAMS系统与EMS系统、继电保护及故障录波信息系统在数据上具有互补性。,WAMS介绍,GPS、通信技术、DSP领域的进步，为实现电力系统动态监测提供了可能。基于成就的GPS技术上的PMU装置，正是WAMS系统的基础。PMU 能以数千HZ速率采集电流、电压信息、通过计算获得测点的频率、相位、功角等信息，并以每秒几十帧的频率向主站发送。PMU通过GPS对时，能保证全网数据同步性，时标信息与数据同
5、时存储并发到主站。PMU可以连续记录长达半个月的动态数据，而且可以触发记录暂态数据。电网内的变电站和发电厂安装PMU后，能使调度人员实时监测到电网的动态过程。PMU首先1988年配置在美国西部电网中。,同步相量测量的作用,相量的变化可精确地描述电力系统运行状态的变化。有功潮流基本上是由母线间的电压相角差来决定的，各母线电压相量是实际电网运行的状态变量。相量分析是交流电网的重要工具，根据电压相量值可以确定系统的能量函数，其提供的频率测量值可以预测电网中各节点相对角的趋势，大大地提高判断系统运行稳定性的速度和精度。当系统受到扰动时，相角测量系统可以为励磁、调速、电容器的接入等提供反馈控制量，以便进
6、行更有效的控制；当故障时，调度中心可根据各个点实时相角，判断出那个机组可能失稳并采取相应的对策，或者在当地根据实时相角进行控制，如切机、切负荷、解列等，以防止事故的进一步扩大。对静态稳定监视来说，相角测量将为SCADA系统增加一个新的数据状态量，加快潮流计算的速度。,发电机功角测量,功角是指发电机空载电势相量Eq与机端电压U 之间的夹角。同步发电机并网运行后，其功角 是用来观察和判断该机组和电力系统并列运行稳定性的一个很重要的状态量。正常状态发电机功角在30度左右运行，当功角在90度时是极不稳定的状态，稍有波动过一点就不能再同步了。发电机功角的计算 一般测量发电机功角的方法有3种：利用发电厂或
7、变电站测量的电压、电流和功率计算出功角；利用键相脉冲检测转子的位置；利用转速信号计算功角。,相量概念,正弦信号：采用相量表示为：X=e j X cos+jX sin,相量由两部分组成，即幅值X（有效值）和相位，用直角坐标则表示为实部和虚部。所以相量测量就必须同时测量幅值和相位。幅值可以用交流电压电流表测量；而相位的大小取决于时间参考点，同一个信号在不同的时间参考点下，其相角值是不同的。所以，在进行系统相量测量时，必须有一个统一的时间参考点。,电力系统同步相量,PMU2,利用GPS的秒脉冲作为统一的时间参考点，测得输电线两端的电压相量为 两地相角差实际上是指在同一时刻两个节点正序电压的相角差，它
8、是系统运行的重要状态变量之一。利用这个角度，可以得知两端电力潮流的方向与大小；相角差的大小也反映了静稳裕度的大小，它的周期变化就表明系统发生了功率振荡。对相角的实时监测能使调度员及时采取措施，以维持系统的稳定运行。犹如系统的“状态示波器”，为调度员对系统状态的准确判断提供及时而有力的依据。,U,N,I,C,2,B,N,C,4,M,b,/,s,U,N,I,C,2,B,N,C,4,M,b,/,s,电压：U1,相角：1,电压：U2,相角：2,PMU1,电力系统同步相量测量系统总体结构,分析中心站,LAN,分析工作站,数据库服务器,数据集中器,WAN,LAN,LAN,WAN,分析中心站,LAN,分析工
9、作站,数据库服务器,数据集中器,LAN,LAN,WAN,电力系统动态安全分析工作站,LAN,相量测量单元,EMS系统,SCADA系统,EMS系统,SCADA系统,EMS系统,SCADA系统,数据集中器,网关,防火墙,前置机,数据库服务器,WEB服务器,实时动态监测系统的结构,动态监测系统主站通过数据集中器管理和监测PMU的工作状态，接收来自子站的或其它主站的测量数据、事件标识录波文件、实时记录文件。另外，还可以接收EMS等其它系统的数据。子站配置相应的PMU单元,同步相量监测子站系统介绍,电力系统同步相量测量典型配置,电力系统同步相量测量典型配置,PCS-996 相量测量装置功能(1),PCS
10、-996相量测量装置是用于进行同步相量的测量和输出以及进行动态记录的装置，其核心特征包括基于标准时钟信号的同步相量测量、失去标准时钟信号的守时能力、与主站之间能实时通信并遵循有关通信协议。,实时监测功能：同步测量安装点的三相基波电压、三相基波电流、电压电流的基波正序相量、频率和开关量信号，安装在发电厂时具有测量发电机内电势和发电机功角的功能。b)能将所测的电压基波正序相量一次值、电流基波正序相量一次值、频率、发电机内电势实时传送到多个主站。,PCS-996 相量测量装置功能(2),实时记录功能：连续实时记录所测电压电流基波正序相量、三相电压基波相量、三相电流基波相量、频率及开关状态信号；此外，
11、安装在发电厂时能连续实时记录发电机内电势。当装置监测到电力系统发生扰动时，结合时标建立事件标识，并向主站发送实时记录告警信息。记录的数据具有足够的安全性。直流电源中断不会丢失已记录的数据；无法通过外部访问删除记录数据；无法人工删除和修改记录数据d)响应主站召唤向主站传送记录数据,PCS-996 相量测量装置性能（3）,装置实时监测数据按时间顺序逐次、均匀上送装置实时监测数据的输出时延（相量时标与数据输出时刻之时间差）不大于50ms装置实时监测数据的输出速率应可整定，有25、50、100次/秒的可选输出速率装置实时记录数据的最高速率为100次/秒，并具有多种可选记录速率当电力系统发生下列事件时装
12、置能建立事件标识a)频率越限b)频率变化率越限c)相电压越限d)正序电压越限e)相电流越限f)正序电流越限g)线路功率低频振荡h)发电机功角越限。,PCS-996 系列同步相量测量装置硬件,PCS-996系列装置正面视图,PCS-996 系列同步相量测量装置硬件,PCS-996A 装置后视图,PCS-996A装置主要用于变电站、发电厂的母线、线路和主变等电气量、开关量的采集和记录，并进行各电压、电流的幅值、相角、及其线性组合功率等相关计算分析，同时将所测的电压基波正序相量一次值、电流基波正序相量一次值、频率偏差、频率变化率，实时传送到数据集中器从而上送主站。,PCS-996 系列同步相量测量装
13、置硬件,PCS-996B 装置后视图,PCS-996B装置主要用于发电厂机组的同步相量测量，除具备PCS-996A所有的功能外还可采集、计算和记录发电机内电势、功角、机组励磁电压、电流、转速、调频等420mA的信号量，并输出420mA的信号量；可记录PSS、AVR、调频动作等开关量。同时将所测的电压基波正序相量一次值、电流基波正序相量一次值、频率偏差、频率变化率，发电机内电势等量，实时传送到数据集中器从而上送主站。,PCS-996 系列同步相量测量装置硬件,PCS996A可以同时测量6条线路的交流电流、电压，采集56路开关量信息。PCS996B可以同时测量2台发电机的交流电压、交流电流量，采集
14、32路开关量信息，采集12路4-20mA直流量，4路脉冲量。,PCS-996 数据集中器,PCS-996G数据集中器用于站端数据接收和转发的通讯装置。能够同时接收多个通道的测量数据，并能实时向多个通道转发测量数据，同时兼有子站的功能。,装置实时记录数据的保存时间不少于14天 装置实时监测数据按时间顺序逐次、均匀上送 装置实时监测数据的输出速率应可整定，有25、50、100次/秒的可选输出速率 装置实时记录数据的最高速率为100次/秒，并具有多种可选记录速率 采用TCP/IP协议 转发数据的延迟时间小于10ms,PMU系统设计的相关要求,WAMS子站的信息采集1.1 发电厂WAMS子站信息采集量
15、500kV线路三相交流电流、三相交流电压；500kV发变组三相交流电流、三相交流电压；联变500kV侧三相交流电流、三相交流电压；发电机机端电压；发电机转速键相脉冲信号；发电机励磁电压；相关断路器的分相辅助接点。,PMU系统设计的相关要求,1.2 变电站（开关站）WAMS子站信息采集量500kV系统相量测量单元采集量：500kV线路三相交流电流、三相交流电压；主变500kV侧三相交流电流、三相交流电压。相关断路器的分相辅助接点。220kV系统相量测量单元采集量：220kV线路三相交流电流、三相交流电压；主变220kV侧三相交流电流、三相交流电压。相关断路器的分相辅助接点。,PMU系统设计的相关
16、要求,2CT二次线圈特性的选择 WAMS子站PMU装置需要从CT（电流互感器）的二次线圈采集交流电流。CT的二次线圈按特性可分为测量和保护两大类，目前系统中运行CT，用于测量的二次线圈特性有0.2和0.5级，用于保护的二次线圈特性有TP、5P和10P级，由于TP级二次线圈要适应系统大扰动后的暂态过程，加大了CT的稳态误差，因此不能用于对测量精度要求较高的WAMS系统。由于WAMS系统的主要功能之一是功角测量，因此，对于相位差未作出定义的10P级线圈是不适用于WAMS系统的。在正常运行情况下，测量级线圈的精度优于5P级线圈。但在大扰动产生短路电流时，测量级线圈将出现饱和状态，这将导致WAMS系统
17、无法使用暂态过程中的各种应用功能。考虑PMU功能要求以动态检测、记录及辅助调度系统为主，因此，推荐优先采用CT的0.2或0.5级二次线圈。,PMU系统设计的相关要求,PT二次线圈特性的选择 WAMS子站PMU装置需要从PT（电压互感器）的二次线圈采集交流电压。PT的二次线圈按特性可分为测量和保护两大类。目前220kV及以上系统中，一般情况下，计量和测量使用0.2级和0.5级PT二次线圈，保护使用3P级PT二次线圈。由于WAMS系统既要求稳态、动态情况下的准确测量，又要求暂态过程中保证必要的测量精度，因此，0.2、0.5/3P测量/保护复合级PT二次线圈是最适宜的。,PMU系统设计的相关要求,G
18、PS对时系统的布置WAMS系统要求对时精度远高于保护等其它装置所要求的对时精度，因此，无论是集中式布置或分布式布置的子站均应独立使用专用的GPS对时装置。对于分布式布置的子站，分散布置于各设备间内的受时装置均应通过光纤互联。在组成对时光纤网时，应注意GPS对时装置的安放位置，按照标准光速3x105km/s计算，对应50Hz系统，每百米的光纤传输将造成0.006的误差，因此，应保证尽可能缩短对时光纤的长度。,PMU系统设计的相关要求,发电机内电势的测量 发电机内电势与机端电压之间的夹角称为发电机的功角，系统各机组之间功角差是反映系统功角稳定最直接、最有意义的参量。目前分析方法中，一类是纯电气测量
19、方法，即采集同步发电机的输出电压、电流或/和其他电气量，进而通过理论分析和计算来获得功角。它在系统稳态运行且发电机的参数比较精确时，能比较准确地计算出功角，而在系统暂态过程中，由于参数时变性、机组铁心饱和等的影响，方法所依赖的解析公式不能成立，导致较大的计算误差。,PMU系统设计的相关要求,另一类方法需要借助非电量传感器来实现测量。WAMS子站通过反映机组转子转速的键相脉冲信号（转子每转动一周发出一个脉冲信号）间接测量发电机内电势的相位。此方法的关键是转子转速的键相脉冲信号的获得。键相测量就是通过在被测轴上设置一个凹槽或凸键，称键相标记。当这个凹槽或凸键转到探头位置时，相当于探头与被测面间距突
20、变，传感器会产生一个脉冲信号，轴每转一圈，就会产生一个脉冲信号，产生的时刻表明了轴在每转周期中的位置。因此通过对脉冲计数，可以测量轴的转速；通过将脉冲与GPS参考轴的信号比较，可以确定机组的相位角。,PMU系统设计的相关要求,在电厂中轴转速信号由安装在发电机大轴上的传感器探头获得，信号的类型有：开关量、4-20mA电流、键相脉冲。火电机组自动控制系统通常提供以上3种类型的信号，但水电机组通常仅提供前两类的信号。鉴于直接测量发电机内电势的重要意义，建议与电厂自动控制系统专业协商，采用以下方法解决：新建机组为WAMS系统预留反映机组转子转速的键相脉冲信号。对于键相脉冲信号已被占用或不具备的机组，采
21、取加装传感器探头等方法获得键相脉冲类型的信号。,PMU系统设计的相关要求,PMU布点的原则PMU布点问题不是孤立的，必须以WAMS的应用目的为出发点。国内WAMS以监测电网动态过程为主，所以PMU应优先放在与电网稳定关系密切的发电厂和变电站。PMU尚不具备替代RTU的条件，因此不宜在电网中各厂站全面安放。此外，WAMS应以省网为最小单位，地区级调度没有必要考虑组建独立WAMS。不同的电网，其关心的稳定问题不同，PMU布点的原则也会发生变化。通常布点原则可概括为：重要的500 kV变电站，包括大电源送端出口变电站、枢纽变电站、负荷中心变电站和网间联络线两侧的变电站。重要的发电厂，通常机组容量在3
22、00 MW以上，包括位于电网边缘地区和负荷中心的重要发电厂。与电网稳定密切相关的重要的220 kV变电站。根据上述布点原则，有经验的系统分析和运行人员可以初步确定可能的PMU布点位置，如果有条件可辅助动态特征值分析确定各布点的灵敏度。通常，人为确定的正确率在90以上。,PMU系统设计的相关要求,7WAMS数据共享由于我国电网实行分级调度省调只管理省内220 kV及以下电网，网调仅管理500 kV电网，同一省网内的发电厂分别由省调和网调管理，造成省调自建的WAMS只能观察到省网内的220 kV以下电网，大区电网WAMS仅能观察到本区网内的500 kV骨干网架。我国各大区电网互联后，大区电网除关心
23、区内运行情况外还应关心区域边界对侧、甚至相邻区域重要电源的运行情况，省网缺乏省内500 kV骨干网架的动态信息，也不利于全面分析省内电网的动态过程。因此省调、网调和国调的WAMS应对重要数据实现共享。WAMS数据实时共享，可充分发挥广域测量的技术特点。WAMS监测的区域电网越广阔，WAMS技术的优势越突出。,PMU系统设计的相关要求,数据共享方式有2种：一个PMU子站同时向多个WAMS主站发送数据，适合已经具备直送通道条件的子站向省调、网调主站上送数据，例如华北电网WAMS主站与国调WAMS主站共用河北邯东变电站PMU子站的数据；WAMS主站之间交换数据，适合不具备通道条件的子站向外区、外省电
24、网传送数据，例如云南省调WAMS需通过南方网调的WAMS得到广东负荷中心PMU的参考相量。,PMU系统设计的相关要求,8 PMU设备安装WAMS子站系统的PMU相量测量装置、数据集中器和同步对时装置组屏安装在继电保护室。具体的布置方式与厂站二次设备的布置方式统一，所需的电源由厂站直流系统提供。PMU相量测量装置配套的以太网-2M协议转换器组屏安装在通信机房，电源由厂站内通信直流电源提供。,WAMS在国内的应用,1997年，PMU测量系统在黑龙江省电网投入试验运行，标志我国已经初步具备了自主研发WAMS的能力。2000年以前，华东、南方和福建等电网均安装了ADX3000系统用于相角测量和记录，其
25、他同步相量测量工程还带有明显的科研性质，不具备大规模推广应用的条件。2003年后，国调、华北、东北和南方电网等均建设了各自的广域测量系统。2004年，华东电网广域测量、分析和保护计划也把WAMS建设纳入其中，并采用了电科院PAC2000和南瑞系统的SMU1相量测量装置。2004年，河南省调与河海大学合作开发了WAMS系统，主要布置在河南省内的发电厂。,WAMS在国内的应用,2005年以后我国的WAMS技术将逐渐走向成熟。今后的发展方向主要在以下几个方面：（1）建立全国WAMS互联系统。实现国调东北华北西北华中华东WAMS数据共享，实现南网调广东广西贵州云南WAMS数据共享。（2）落实基于WAM
26、S数据修正仿真计算模型。建立WAMS电网事故分析的管理制度，使仿真计算模型校核与修正工作制度化。（3）落实WAMS测量结果提供给调度员。用最简单直观的方式辅助调度员决策，让调度员真正从WAMS中获得好处。（4）建立PMU的质量检测体系。包括相量测量的精度检测，角度和频率，静态和动态，通信协议标准化检测，实时数据传输协议，相量测量的时效性检测，数据处理时间和相量存储功能检测等。（5）在有条件的地区电网实现基于WAMS的广域动态稳定控制。,WAMS在国内的应用,目前国内只有南瑞、四方和电科院、北京科东等少数几家拥有该产品。PMU主要用于枢纽电厂、变电站及各种重要的节点，之前由于其价格太贵，没有大规
27、模采用。根据关于加强广域相量测量系统建设及实用化工作的要求（国调运2005239号，关于下发国家电网公司“十一五”期间加强电网调度工作意见的实施细则（国调计200652号），国内各大网、省开始陆续大量应用PMU系统。目前，我公司的PMU装置刚刚起步，装置及系统的稳定还有待于进一步的完善，主要应用在北方地区，以东北地区比较多，通过PMU在东北的应用，可以基本看出在全国的应用情况。,WAMS在国内的应用,东北电网WAMS系统现状目前，东北电网运行有WAMS主站1套，安装在东北网调自动化机房内。WAMS主站系统由通信前置机、实时数据服务器、历史数据服务器、磁盘阵列、Web服务器和人机工作站组成。通信
28、前置机、实时数据服务器、历史数据服务器均为冗余配置，服务器采用SUN系列、工作站为PC机。通信前置机采用四方公司生产的CSS-200型，其余设备采用北京科东公司生产的WAMS-2000型。东北电网已运行或已订货WAMS系统子站33个，安装在7个500kV发电厂、21个500kV变电站、4个220kV发电厂、1个220kV变电站，PMU设备各厂站均采用2Mb/s专线通道与主站系统通信。,WAMS在国内的应用,WAMS系统存在问题通过近几年WAMS系统在全国的建设、使用情况看，还存在以下问题：1）受资金限制，WAMS系统不够完善。目前各大区一般只有网调一个主站，各省调的主站系统尚未建设。各厂站端接入时使用的2M-以太网协议转换器未统一考虑配置、容量，建设不够规范。2）主站系统的应用软件不全，仅能完成实时记录，尚不具备在线动态分析和在线动态安全稳定评估的功能，不能满足运行的需要。3）子站布点严重不足，不能获取足够的数据，进行必要电力系统计算分析。4）现运行500kV变电站PMU装置未接入220kV系统的信息量，发电厂子站未接入发电机机端的信息量。,谢 谢！,
