光伏电站同步相量测量技术要求「光伏电站参数测试公司」

今天带来光伏电站同步相量测量技术要求「光伏电站参数测试公司」，关于光伏电站同步相量测量技术要求「光伏电站参数测试公司」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

光伏电站同步相量测量技术

随着我国电力系统的发展以及区域电网互联和大规模光伏电站并网工程的实施，电网结构日趋复杂，电网的安全稳定控制要求越来越高。传统电力系统的数据采集及监控系统主要侧重于对电力系统稳态的监测，但无法有效监测动态过程。基于同步相量测量（Phasor Measurement Unit，PMU）技术的电网广域测量系统（Wide Area Measurement System，WAMS）则能很好地解决电力系统广域空间同步测量的问题，为电力系统区域间动态监视和分析决策提供数据基础，使电力系统的监视从稳态阶段延伸到动态阶段。

一、同步相量测量技术发展现状

同步相量测量技术是20 世纪 80年代首次提出的，而今技术已很成熟，在全世界范围内得到了广泛发展和众多应用。世界上几个主要电网发生的大停电事故再次推动了相量测量技术的大范围应用，如1996年7月2日和8月10日两次美国西部大停电、2003年"8·14"美加大停电、2006年"11·4"西欧大停电等，这些事故表明尽管现代电网的一次系统已相当坚强，但是依旧无法避免各种原因引起的大停电事故发生。传统的 SCADA（数据采集与控制）系统由于采集的实时数据属于稳态数据，刷新频率只有4～5s，无法捕捉电力系统的动态变化过程∶无法满足电网动态监视与评估的需求。因此，需要采用新的技术方法和技术手段，对电力系统的各种运行状态和变化情况进行准确测量和记录，以便分析电力系统的运行特征，进而找到导致系统大停电的确切透因和故隆点。正是在此背景下，相量测量技术得到了较好的应用和发展。

国际同步相量测量技术的发展有以下几个重要事件∶

1980年，美国弗吉尼亚大学（University of Virginia，UVA）研发了同步相量测量算法。1990年，美国 Microdyne公司生产出第一代相量测量装置 PMU Model 1690。1995年，美国IEEE 1344同步相量标准发布。2005年，美国IEEE C37.118同步相量标准发布。

国内同步相量测量技术的研究起步于1994 年，黑龙江电力公司（现称国网黑龙江省电力公司）和清华大学合作研制了同步相量测量装置。1997年3 月利用同步相量测量装置的黑龙江东部电网区域稳定控制系统开始运行，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临测点的动态过程。

国内同步相量技术发展的重要事件如下：

1995年，我国第一套实时同步相量测量系统组建完成。

2003年，国家电力调度通信中心牵头编写了《电力系统实时动态监测系统技术规范》，并于2005年进行第一次修订。

2006年，中国标委会成立广域监测系统（Wide Area Measurement System，WAMS）和时间同步工作组。

2011年，国家质检总局发布 GB/T 26862—2011《电力系统同步向量测量装置检测规范》和 GB/T 26865.2—2011《电力系统实时动态监测系统 第2部分;数据传输协议》。

2012 年，国家能源局发布 DL/T280—2012 《电力系统同步相量测量装置通用技术条件》。

二、同步相量测量系统基本概念

IEEE工作组在 1995年提出了同步相量测量的标准 IEEE1344，对于同步相量测量的同步信号、传输通道、数据帧的格式等方面做了详细的规定。我国在 2006年4月正式颁布了Q/GDW131—2006《电力系统实时动态监测系统技术规范》。Q/GDW 131 对同步相量测量、同步测量装置等概念进行了定义。

（1）同步相量（Synchrophasor）。以标准时间信号作为采样过程的基准，通过对采样数据计算而得的相量称为同步相量。

（2）相量测量装置（Phasor Measurement Unit，PMU）。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。同步相量测量装置的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，同步相量测量装置与主站之间能够等时通信并遵循有关通信协议。

（3）数据集中器（Phasor Data Concentrator，PDXC）。用于站端相量测量数据接收和转发的通信装置，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。（4）子站（Substation）。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。

（5）主站（Main Station）。安装在电力系统调控机构，用于接收、管理、存储、分析、告警、决策和转发动态数据的计算机系统。

（6）电力系统实时动态监测系统（Real Time Power System Dynamic Monitoring Sys-tem）。基于同步相量测量以及现代通信技术，对地域广阔的电力系统动态过程进行监测和分析的系统，即WAMS。

三、同步相量测量技术

电力系统的同步相量测量主要是指母线电压的同步测量，电力系统母线电压所包含的三个参量;幅值、频率和相位，都是直接反映电力系统运行状态非常重要的变量。同步相量测量是利用高精度的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力调度控制中心或电网控制系统中，实现全网运行监测控制或实现区域电网保护和控制。

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，相量测量必须同时测量幅值和相角。幅值可以用交流电压或电流表测量，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。对于额定频率为 50Hz的电力系统而言，1ms的时间差就会引入18°的电压相位变化。要实现精度高干1°的相位差测量，则时间同步的误差值应小于55μs。

因此，在进行系统相量测量时，必须有一个全网统一的时间参考点，高精度的同步时钟系统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。

四、同步相量测量装置

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，通过同步相量测量装置可以进行同步相量的测量和输出以及实时动态数据的记录。

同步相量测量装置的主要特点和技术关键有：

（1）同步性∶同步相量测量装置必须以精确的同步时钟信号 （如GPS、北斗）作为采样过程的时间基准;使电力系统不同节点的相量之间存在着确定统一的相位关系。同步相量测量装置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不大于士1us。

（2）实时性∶同步相量测量装置在高速可靠的通信系统支撑下，实时将采集的各种数据传送至多个主站，并接收主站的相应命令。

（3）高速度∶同步相量测量装置具有高速的内部数据总线和对外通信接口，满足大量实时数据的测量、存储和对外发送。

（4）高精度∶同步相量测量装置对测量精度要求高，一般 A/D转换（模数转换）的精度在 16位及以上，装置测量环节产生的信号相移要进行补偿，装置的测量精度包括幅值和相角的精度。

（5）高可靠性∶相量测量装置具备很高的可靠性，以满足动态监测系统的可靠性要求。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。

（6）大容量;相量测量装置具备足够大的存储容量，以保证能长期记录和保存实时相量数据和暂态数据。

五、电力系统实时动态监测系统

电力系统实时动态监测系统（WAMS）是建立在广域相量测量技术基础上的，对电力系统动态过程进行监测和分析的系统。

WAMS系统可以实现与EMS系统（能量管理系统）的结合，与EMS系统相互补充，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互连，提高大区域电网安全控制水平，最终实现对电力系统动态过程的控制。

WAMS由现场相量测量子站、基干电力通信网络的信息传输通道和电网调度端的主站数据处理和应用系统组成。WAMS总体构成如图3-3 所示。

WAMS前端的数据采集装备是由安装在变电站、发电厂（站）内的相量测量装置 PMU 组成;安装在调控中心的数据处理平台，通过通信网接收 PMU上传的信息，来监视整个系统的运行;基于数据处理平台上的高级应用层，用来实现实时数据分析与控制、离线分析以及与其他系统互连等功能。

WAMS通过获取PMU子站侧上送的实时数据点，对全网所有PMU厂（站）进行实时数据动态监视。同时提供低物振荡监测、在线扰动识别、机组故障跳闸判断等功能，在线捕获电网告警事件，并将告警事件发送至智能告警平台。主要功能包括∶

（1）低频振荡监测。监视实时动态数据，实时分析电网低频振荡特性，识别主导振荡模式，计算PMU布点范围内的厂站（或机组）相关因子、振荡中心大致区域等，帮助调度员及时了解电网低频振荡特性，为抑制低频振荡提供依据。

（2）在线扰动识别。对 PMU采集的实时动态数据进行特征提取，与表征不同扰动类型的特征进行匹配，以确定电网实际发生的扰动并告警。可识别的扰动类型至少应包括短路、非同期并列和非全相运行等、利用可视化手段，以扰动事件发生瞬间的节点电压、频率变化量按照地理位置绘制等高线分布图。辅助调度运维人员确定故障发生的位置。