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PUM测量技术说明书
PAC-2000电力系统相量测量装置
技术说明书
（V2.0）
1概述
相量测量技术的研究历程
近年来，随着全国联网、西电东送、南北互供工程的实施，电网规模逐步增大，电网成分构成日趋复杂。
此外，电力市场化机制的建立将使电力公司为充分利用现有输变电设备的能力，而造成输电线路的负载会接近稳定极限。
这些都对现代电力系统的分析、运行和控制技术提出了挑战。
电力系统同步相量测量技术是近年来发展起来的一项新技术，被称为电力系统三项前沿课题之一。
它能为我国电力系统的安全稳定运行提供有力的监测手段，极大提高电力系统的监控水平和稳定运行水平。
国内同步相量测量技术的研究起步于1994年，中国电力科学研究院与台湾欧华科技公司合作开发了基于同步相量测量的电力系统稳定监录系统，它主要用于监测系统主要断面的功角稳定运行情况、观测线路上出现的低频功率振荡现象以及记录系统受扰动后各监测点的动态过程，该系统在国内推广应用较早，积累了丰富的实际运行经验，目前已在国内多个电网建成功角监测系统。
1995年，在南方电网组建我国第一套实时功角监测系统。
1998年，开始构建华东电网实时功角监测系统。
2001年，国调在阳城－江苏、福建－华东联络线上安装了实时功角监测装置。
2001年，开始构建福建电网实时功角监测系统。
2002年，开始构建四川电网实时功角监测系统。
2002年，中国电科院研制的发电机内电势测试仪在华东电网徐州电厂正式投入运行。
2002年，中国电科院作为主要起草单位，参加了国调中心《电力系统实时动态监测系统技术规范（试行）》的编写。
2003年，组建东北电网实时动态监测系统（一期工程），中国电科院在国内首次成功地将不同厂家、不同型号的PMU装置集成在同一个电力系统实时动态监测系统中。
2004年，中国电科院研制的新一代PMU装置——PAC-2000电力系统相量测量装置正式在系统中投入运行。
迄今为止，中国电科院已在国调系统、南方电网、华东电网、东北电网、华中电网、西北电网组建了多个电力系统实时动态监测系统，积累了丰富的研究和工程应用经验。
同步相量测量技术
同步相量测量是利用高精度的GPS卫星同步时钟实现对电网母线电压和线路电流相量的同步测量，通过通信系统传送到电网的控制中心或保护、控制器中，用于实现全网运行监测控制或实现区域保护和控制。
交流电力系统的电压、电流信号可以使用相量表示，相量由两部分组成，即幅值X（有效值）和相角φ，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角。
幅值可以用交流电压电流表测量；而相角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，高精度的GPS同步时钟就提供了一个这样的参考点。
任意两个相量在统一时间参考点下测得的两个相角的“差”即为两地功角，这就是相量测量的基本原理。
设正弦信号：
x（t）=
（1）
可以采用相量表示为：
=
（2）
由式
（2）可见，相量有两种表示方法：
直角坐标法（实部和虚部）和极坐标法（幅度值和相位）。
交流信号通过傅里叶变换，将输入的采样值转换到频域信号，从而得到相量值。
式
（1）可以用相量的形式表示出来：
（3）
图11交流信号相量图
如图11所示，V（t）代表变换器要处理的瞬时电压信号，通过傅里叶变换，电压或电流可以用相量的形式表示出来。
假设电力系统中的两个节点对应的电压信号分别为
、
，其对应的相量分别为
、
。
当t=0时刻接收到GPS系统发送的秒脉冲信号（1PPS），两节点同步电压相量如图12所示，在统一的坐标系中
超前
90°。
图12同步相量测量原理
同步相量测量装置（PMU）
同步相量测量装置是电力系统实时动态监测系统的基础和核心，通过该装置可以进行同步相量的测量和输出以及进行动态记录。
相量测量装置的主要特点和技术关键：
a）同步性：
相量测量装置必须以精确的同步时钟信号（如GPS）作为采样过程的基准，使各个远方节点的相量之间存在着确定统一的相位关系。
相量测量装置能利用同步时钟的秒脉冲信号同步装置的采样脉冲，采样脉冲的同步误差应不大于±1µs。
b）实时性：
相量测量装置在高速通信系统的支撑下，能实时地将各种数据传送至多个主站，并接收各主站的相应命令。
c）高速度：
相量测量装置必须具有高速的内部数据总线和对外通信接口，以满足大量实时数据的测量、存贮和对外发送。
d）高精度：
相量测量装置必须具有足够高的测量精度，一般A/D需在16位及以上，装置测量环节产生的信号相移必须要进行补偿，装置的测量精度包括幅值和相角的精度。
e）高可靠性：
相量测量装置必须具备很高的可靠性，以满足未来的动态监控系统的可靠性要求。
可靠性体现在两方面，一是装置运行的稳定性；二是记录数据的安全可靠性。
f）大容量：
相量测量装置必须具备足够大的存贮容量，以保证能长期记录和保存相量数据、暂态数据。
电力系统实时动态监测系统
电力系统实时动态监测系统是建立在广域测量基础上的，对电力系统动态过程进行监测和分析的系统。
电力系统实时动态监测系统面向电力系统动态安全监测，实现对电力系统的动态过程进行监测和分析。
在现代复杂电网中，由于动态过程的复杂性，要分析系统动态过程，往往必须分析系统多个点的动态过程。
而电力系统实时动态监测系统可以使我们分析整个系统的动态行为。
系统将实现与EMS系统的结合，与EMS相互补充，逐步实现新一代的动态EMS。
并将逐步实现与安全自动控制系统的联接，提高大区域电网的安全控制的适应性。
最终将实现对电力系统的动态过程的控制。
电力系统实时动态监测系统由子站和分析中心站及高速通信网络组成。
a）子站是安装在同一发电厂或变电站的相量测量装置和数据集中器的集合。
子站可以是单台相量测量装置，也可以由多台相量测量装置和数据集中器构成。
一个子站可以同时向多个主站传送测量数据。
子站能测量、发送和存储实时测量数据。
子站能与变电站自动化系统或发电厂监控系统交换信息。
b）分析中心站一般由主站或主站及在主站基础平台之上的高级应用工作站等组成。
主站是安装在电力系统调度中心、变电站或发电厂，用于接收、管理、存储和转发源自子站数据的计算机系统。
主站能接收、管理、存储和转发源自子站的实时测量数据，主站之间能交换实时测量数据。
分析中心站安装在电力系统调度中心，是具有对实时相量数据进行分析处理和存储归档，对电力系统的运行状态进行监测、分析、告警等功能的主站。
分析中心站能对实时相量数据进行分析、处理和存储归档，对电力系统的运行状态进行监测、分析、告警等，以提高调度机构准确把握系统运行状态的能力，并有助于研究大电网的动态过程，为制订电力系统控制策略和设计、运行、规划方案提供依据。
典型的电力系统实时动态监测系统的结构如图13所示
图13电力系统实时动态监测系统拓扑结构图
PAC-2000电力系统相量测量装置
1.1.1装置组成
PAC-2000电力系统相量测量装置具有分布式（PAC-2000D）和集中式（PAC-2000C）两个系列。
分布式（PAC-2000D）主要由数据采集单元（PAC-2000S）、数据集中处理单元（PAC-2000P）、GPS授时单元（PAC-2000G）构成。
集中式（PAC-2000C）由信号变换单元（PAC-2000T）和相量测量单元（PAC-2000M）组成。
分布式各个单元可单独组屏也可集中组屏，可灵活安装于变电站继保小室内。
集中式的变换处理单元与相量测量单元必须在同一屏上，适合于接入量多且集中的场合。
1.1.2技术特征
a）高性能的硬件平台
集中式相量测量装置采用业界高端的CompactPCI工控总线和DSP并行数据处理系统相结合的硬件平台，具有运行稳定可靠、结构层次清晰、总线速度快、系统数据处理能力强等特点。
同时，装置严格按照CompactPCI工业标准设计，采用标准化、模块化、开放式的结构设计，便于装置调试、现场维护和产品升级。
CompactPCI总线是一个主要应用于通讯、航天和军工领域的高性能、高可靠性总线平台，具有32/64bit总线宽度，33/66MHz总线速度，132/528Mbps峰值传送速率，由于总线采用气密针式全屏蔽连接器，具有耐腐蚀、抗振动、抗电磁干扰等优点。
非常适合数据流量大、实时性强、可靠性要求高、抗干扰性要求严格的数据采集、数据处理、数据传输和实时控制装置。
分布式相量测量装置采用先进的嵌入式工控平台，运行稳定可靠，积木式架构利于产品的调试、现场维护和产品升级。
b）嵌入式工控软件平台
装置采用嵌入式实时操作系统QNX（6.2.1版）作软件平台，具有超强的稳定性、可靠性和可维护性。
装置软件系统按功能划分为一个监控及管理模块，四个独立的功能模块：
数据采集、文件管理、人机界面、对外通讯。
各功能模块在监控及管理模块的监管下独立运行，相互之间通过共享数据区交换数据和信息。
各模块可以单独升级，单个模块发生异常时不会影响其他模块的正常运行，当监控模块发现某一功能模块异常时，能够自动将其杀死并重新启动该模块。
c）安全的数据存储方案
装置的操作系统、程序和数据文件分别存放在不同的存储介质中，操作系统和程序保存在高可靠的CompactFlash电子卡中，数据文件一式两份同时保存在两个独立的大容量硬盘中，互为备份。
采用这种数据存贮方案，一方面保证了装置运行的可靠性不受硬盘故障的影响，另一方面在单个硬盘发生故障时保障了测量数据不会丢失，极大地提高了装置运行的可靠性和测量数据的安全性。
d）全面综合的监测功能
装置具备完善的实时监测、实时记录和暂态录波功能，三者既相互配合，又互不干扰，可以完整地记录电力系统的稳态、动态和暂态过程，准确捕捉各种系统扰动和异常运行状况。
e）发电机功角及内电势测量
装置可以利用轴信号测量发电机功角和发电机内电势。
也可以通过软件计算发电机功角和发电机内电势。
f）强大的通讯功能
装置可以同时向多个不同的主站按不同的CFG2配置文件传送实时监测数据；装置可根据主站的要求按规范格式向主站传送实时记录和暂态记录数据文件；装置可按DL/T667-1999传输规约（103规约）与变电站监控系统通信。
g）完善的事件记录功能
装置事件记录包括运行日志、异常日志、事件标识日志、暂态录波日志，每种日志记录数最多可达1000条。
通过查阅这些日志，可以准确了解装置的历史运行状况，GPS信号的有效和无效状况；方便地查找电力系统的故障和扰动记录信息。
h）人机界面友好
装置采用屏上安装式液晶显示器和鼠标键盘，与同类装置相比，人机接口非常完善，采用全汉化的图形界面，无需任何辅助工具，便可以方便地进行系统配置、参数设置、定值整定、装置校验及数据分析。
i）数据分析功能丰富
无需任何辅助工具，用户可以方便地通过装置的人机界面对测试数据进行动态观察、跟踪分析和离线分析。
观察和分析的内容包括分相电压电流、正序电压电流、有功功率、无功功率、频率、发电机功角及内电势、谐波含量等。
信号显示方式也很灵活，具有数值、图表、曲线和矢量图等多种方式。
j）扩展能力强
由于装置采用标准化、模块化、开放式的结构设计，因此功能扩展非常灵活方便。
通过扩充不同的硬件和软件模块，便可以将装置应用于直流换流站监测、发电机运行工况监控、广域安全稳定控制、系统保护等领域。
k）输入信号接口灵活
装置的输入通道可以直接测量交流电压、交流电流、直流电压、直流电流、开关量信号。
每个通道的量程可以独立配置。
l）测量通道多
集中式相量测量装置单台可以同时实现96路模拟量信号和64路开关量信号的同步测量。
分布式相量测量装置一个数据采集单元可以同时实现48路模拟量信号的同步测量。
m）采样及传输速率高
装置的暂态采样速率可达4800次/秒；实时记录速率可达100次/秒；实时监测数据的输出速率可达100次/秒。
n）测量精度高
装置采用16位A/D变换器，32位DSP进行数据处理，硬件电路无可调节元件，采用多种软件修正技术，具有极高的测量精度。
o）守时能力强，捕获GPS信号快
装置内部采用高精度晶振和守时电路，在GPS信号丢失的情况下能保证10h内采样时钟误差不大于150us。
装置在运行过程中，只要捕获到一颗卫星信号便可保证走时精度。
p）均衡冗余供电技术
集中式相量测量装置采用两路可热插拔的电源均衡冗余供电，任何一路电源故障（无论是外部供电故障，还是内部电源模块故障）都不会影响装置的正常运行，更换电源模块时装置无须停运。
2装置主要功能
实时监测
a）装置可以实时测量和显示三相基波电压相量、三相基波电流相量、基波正序电压相量、基波正序电流相量、有功功率、无功功率、系统频率、开关状态、非交流电压电流信号，以及发电机内电势和发电机功角。
b）装置可以向主站实时传送三相基波电压相量、三相基波电流相量、基波正序电压相量、基波正序电流相量、系统频率、开关状态、非交流电压电流信号，以及发电机内电势。
c）装置可以同时向多个主站传送实时测量数据，各主站可以配置不同的CFG2来独立选择要传送的测量数据和数据输出速率。
d）装置可以将时钟同步状态、事件标示等信号实时传送给主站。
e）可以接收主站的提供的参考站的相量信息，进行发电机组功角矢量图显示，监视机组的稳定储备裕度，可提前预测稳定趋势，并进行报警。
实时记录
a）装置可以连续不间断地记录所测量的三相基波电压相量、三相基波电流相量、基波正序电压相量、基波正序电流相量、系统频率、开关状态、非交流电压电流信号，以及发电机内电势。
b）当装置监测到电力系统发生扰动时，装置能结合时标建立事件标识，并向主站发送告警信息。
c）装置可以监测并记录时钟的同步状态。
d）装置可以就地显示、分析和输出实时记录数据。
e）装置可以按照主站的要求向主站传送实时记录数据。
f）装置记录的数据具有足够的安全性，不会因直流电源中断而丢失，不会因外部访问而删除，不提供人工删除和修改的功能。
暂态记录
a）当系统发生暂态扰动时装置可以通过高速采样记录电力系统的暂态过程。
b）暂态记录数据输出格式符合ANSI/IEEEC37.111-1999（COMTRADE）标准要求。
c）具有多种录波启动判据
d）装置可以就地显示、分析和输出暂态记录数据。
e）装置可以按照主站的要求向主站传送暂态记录数据。
f）装置记录的暂态数据具有足够的安全性，不会因直流电源中断而丢失，不会因外部访问而删除，不提供人工删除和修改的功能。
发电机内电势及功角监测
a）装置可以通过监测发电机大轴位置信号和机端电压相量来测量发电机内电势和发电机功角。
b）装置可以根据发电机电气参数和机端的电压相量、电流相量来计算发电机内电势和发电机功角。
时钟同步
a）装置具有内置的GPS接收引擎，可以接受GPS定时信号，并用同步采样脉冲。
b）具有守时电路，在失去GPS信号时仍能在长时间内维持同步采样。
c）可接收来自其他装置的同步时钟信号和PPS脉冲信号。
d）可向其他装置发送同步时钟信号和PPS脉冲信号。
运行监视
利用装置的人机界面，可以实时显示下列信息：
——分相基波电压相量、分相基波电流相量；
——基波正序电压相量、基波正序电流相量；
——发电机内电势和发电机功角；
——有功功率、无功功率；
——系统频率；
——开关状态；
——GPS同步状态；
——系统同步时钟；
——装置各模块工作状态。
装置具有多种显示界面：
——数值显示；
——曲线显示；
——矢量图显示。
数据分析
a）实时记录数据分析。
b）暂态录波数据分析。
c）谐波分析。
d）通道运算。
装置告警
装置具有在线自检功能，在装置故障、PT或CT断线、直流电源消失、通讯异常时可以发出告警信号。
故障自恢复
装置具有自恢复电路，在正常情况下，装置不出现程序走死的情况，在因干扰而造成程序走死时，能通过自复位电路自动恢复正常工作。
3集中式相量测量装置
装置硬件
PAC-2000电力系统相量测量装置（集中式）采用业界高端的CompactPCI工控总线和DSP并行数据处理系统相结合的硬件平台，具有运行稳定可靠、结构层次清晰、总线速度快、系统数据处理能力强等特点。
同时，装置严格按照CompactPCI工业标准设计，采用标准化、模块化、开放式的结构设计，便于装置调试、现场维护和产品升级。
3.1.1硬件结构框图
装置的硬件结构框图如图21所示。
图21装置硬件结构框图
3.1.2装置柜体布置图
装置屏体的布置如图22所示，图（a）为屏体的正面图，图（b）为屏体的背面图。
图22装置屏体布置图
3.1.3信号变换单元布置图
信号变换单元布置图如图23所示，其中AI1~AI4为模拟量输入信号插件，DI1~DI4为开关量输入信号插件，DO1、DO2为开关量输出信号插件，COM为连接插件，用于相量测量单元与信号变换单元之间的信号连接。
图23信号变换单元布置图
装置软件
操作系统
PAC-2000电力系统相量测量装置（集中式）以QNX嵌入式实时操作系统为软件运行平台。
由加拿大QSSL公司编写的QNX嵌入式实时操作系统是真正基于微内核、完全地址空间保护体系结构的操作系统，它能够提供符合POSIX标准的多任务、线程、优先级调度等所有嵌入式系统的要件，上下文切换速度极快，相对于其他同类操作系统，具有内核小、运行稳定、维护简便的特点。
目前QNX嵌入式实时操作系统已经被广泛应用于工业控制领域，成为嵌入式开发领域最出色的操作系统之一。
软件结构
PAC-2000装置的软件结构如图24所示，程序按功能划分为一个监控及管理模块，以及数据采集、文件管理、人机界面、对外通讯等四个独立的功能模块，各功能模块在监控及管理模块的监管下独立运行，相互之间通过共享数据区交换数据和信息。
图24装置软件结构框图
该软件系统具有以下特点：
a）各模块相互独立，单个模块发生异常时不会影响其他模块的正常运行，当监控模块发现某一功能模块异常时，可以将其杀死并重新启动。
b）各模块可以独立升级。
c）人机界面、程序界面友好，全中文显示，操作简便。
d）具备强大的数据分析工具，无须借助其他工具便可就地分析实时记录数据和暂态录波数据。
e）具备高速、灵活的通讯功能。
相量测量算法
同步相量测量的基本算法是离散傅立叶变换（DFT变换），即对输入信号的采样序列进行DFT变换求得相量。
设输入信号采样序列为：
其中
为信号幅值，
为信号相角。
DFT变换公式为：
其中
即为所求相量。
为了得到高精度的相量值，装置还对DFT变换结果进行了频率补偿和非线性补偿处理。
装置的对外通信
3.1.4装置与主站的通信
a）PAC-2000相量测量装置（集中式）和主站通信的应用层协议符合《电力系统实时动态监测系统技术规范（试行）》和IEEE－1344标准的要求。
b）装置具有不少于两个网络接口和不少于两个RS-232/RS-485接口，装置与主站通信采用网络通信方式。
c）在网络通信方式下底层传输协议采用TCP协议。
d）系统的通信网可以使用微波、光纤、电话线。
推荐使用2M以上电力数据网。
当系统不具备网络通信条件时，可采用专用通道通信方式（如64K/2MG.703通道等）。
e）装置可以与多个主站建立通信联系，同时向多个主站传送实时测量数据，各主站可以配置不同的CFG2来独立选择要传送的测量数据和数据输出速
PAC-2000电力系统相量测量装置（集中式）适用于集中主控式的变电站及发电厂和电厂开关站，可以直接与多个主站通信。
图41PMU装置的多主站通信方式
3.1.5装置与变电站监控系统的通信
PAC-2000电力系统相量测量装置（集中式）可通过串口或网络接口接入变电站监控系统，与变电站监控系统通信采用DL/T667-1999传输规约（103规约），上送报文包含装置状态信息、启动判据定值等，其内容可根据工程需求进行裁剪或扩展。
装置技术参数
3.1.6工作环境的大气条件
a）环境温度：
－10°C～＋55°C。
b）相对湿度：
5％～95％（在装置内部既无凝露，也不应结冰）。
c）大气压力：
70kPa～106kPa。
3.1.7额定参数
3.1.7.1直流电源
a）额定电压：
220V；110V。
b）允许偏差：
－20％～＋15％。
c）纹波系数：
不大于5％。
3.1.7.2交流电源
a）额定电压：
220V。
b）允许偏差：
－20％～＋15％。
c）额定频率：
50Hz。
3.1.7.3交流测量回路
a）交流电压：
V。
b）交流电流：
1A；5A。
c）额定频率：
50Hz。
3.1.7.4直流测量回路
a）直流电压：
75mV，可根据工程要求定制。
b）直流电流：
4-20mA，可根据工程要求定制。
3.1.8规格参数
3.1.8.1模入信号
a）通道数量：
48路、96路。
b）信号类型：
交流电压、交流电流、直流电压、直流电流。
3.1.8.2开入信号
a）通道数量：
64路、128路。
b）工作电源：
直流220V、直流110V等。
3.1.8.3开出信号
a）通道数量：
16路、32路。
b）信号类型：
继电器触点。
3.1.8.4通信接口
a）TCP/IP网络接口：
2路，可扩展。
b）RS232串行接口：
2路。
3.1.8.5显示器
a）类型：
彩色液晶。
b）规格：
15”TFT。
3.1.9功率消耗
3.1.9.1测量回路
a）交流电压回路：
当额定电压时，每相不大于0.1VA。
b）交流电流回路：
当额定电流为5A时，每相不大于0.5VA；当额定电流为1A时，每相不大于0.1VA。
3.1.9.2电源回路
a）直流电源回路：
不大于100W。
b）交流电源回路：
不大于100VA。
装置技术性能指标
3.1.10主要功能指标
3.1.10.1实时监测
a）实时监测数据的输出速率可以设置为25、50、100次/秒。
b）不同的主站可以有各自独立的CFG2配置文件。
c）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30ms。
3.1.10.2实时记录
a）实时记录数据的记录速率用户可整定，可以设置为25、50、100次/秒。
b）实时记录信号为装置的全部测量通道。
c）能够保存不少于连续14天的实时记录数据，采用循环覆盖的方式刷新记录。
d）在模拟量信号判据启动、继电保护及安全自动装置跳闸信号启动、手动启动、同步时钟异常等情况下能够建立事件标识，以方便用户获取事件发生时段的实时记录数据。
3.1.10.3暂态录波
a）暂态录波的最高记录速率为4800次/秒（96点/周波），用户可整定。
b）暂态录波的记录通道为装置的全部测量通道。
c）暂态录波的记录长度用户可以整定。
d）暂态录波的启动判据如下：
——频率变化率越限；
——电压突变；
——电流突变；
——频率越限；
——电压越限；
——电流越限；
——功角越限；
——低频振荡；
——开关量变位；
——接受主站的触发命令。
3.1.10.4时钟同步
a）时钟同步信号为GPS授时信号。
b）时钟同步误差不大于±0.2µs。
c）当同步时钟信号丢失或异常时，装置能够维持正常工作，守时精度为：
——失星2小时，时钟同步误差不大于±30µs；
——失星5小时，时钟同步误差不大于
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