智能变电站同步相量测量装置研制-S

Nov. 2010

文章编号：1000-3673（2010）11-0001-05 中图分类号：TM 933 文献标志码：A 学科代码：470·4054

智能变电站同步相量测量装置研制

许勇，王慧铮，李倩，王俊永

（中国电力科学研究院，北京市 海淀区 100192）

Development of Synchronized Phasor Measurement Units for Smart Substations

XU Yong, WANG Huizheng, LI Qian, WANG Junyong

(China Electric Power Research Institute, Haidian District, Beijing 100192, China)

ABSTRACT: Synchronized phasor measurement units (PMUs) have become the important monitoring devices in power networks for high precision and accurate time tag of measurement data, but the applications of PMUs in smart substation are relatively seldom and tentative. The PMUs suitable for smart substation are presented, which adopt embedded software-hardware platform, not only demonstrate the functions of common PMUs, i.e. phasor calculating, fault recording, real-time record analyzing and real-time communication, but also have the capabilities up to IEC 61850 standard of modeling equipment, receiving and processing of sampling data message, sharing data with supervisory devices and other intelligent electronic devices in smart substation. KEY WORDS: smart substation; synchronized phasor measurement unit (PMU); IEC 61850 standard

摘要：同步相量测量装置因测量精度高、数据具有精确时标等特点已成为电网的重要监测设备，但目前在智能变电站中应用不多，还处于探索阶段。提出应用于智能变电站的同步相量测量装置，该装置采用嵌入式软硬件平台，在实现传统同步相量测量装置相量计算、故障录波、实时纪录分析、实时通信等功能的基础上，实现了符合IEC 61850标准的设备建模、采样值报文接收和解析、与站内监控及其他智能电子设备数据共享等功能。

关键词：智能变电站；同步相量测量装置；IEC 61850标准

支撑电网实时控制和智能调节、优化资产利用、电源灵活接入等目标的变电站。

在智能变电站中实现测量、控制、保护等功能的智能综合组件是其必不可少的组成部分；但目前这些设备普遍存在着无法提供绝对精确时标的数据、数据精度不足、采集密度低等缺陷。同步相量测量装置(phasor measurement unit，PMU)因其测量精度高、时标精确、数据上送速率快等优点，已在我国得到了广泛应用[1]，并有逐步取代传统量测设备的趋势；但目前因对采样速率、对时精度等有较高的要求仅在常规变电站使用。因此研制一种适用于智能变电站的同步相量测量装置成为一项紧迫的工作。

本文介绍一种适用于智能变电站的同步相量测量装置，包括符合IEC 61850标准[2]的装置建模、采样值报文解析、相量的计算及修正等，对于智能变电站的同步相量测量装置的应用具有一定的参考价值。

1 智能变电站PMU与传统PMU的差异

智能变电站的PMU与常规变电站的PMU相比主要区别如下：

1）数据采集方式不同。常规变电站的PMU采用硬接线的方式实现数据采集；而智能变电站PMU通过站内过程层网络获得采样数据。

2）数据结构不同。常规变电站的PMU因不与站内其他设备进行数据交互，一般采用厂家自定义的数据模型，而智能变电站PMU须考虑与其他智能电子装置(intelligent electronic device，IED)和站内监控通信，所以数据结构和通信接口必须严格符合IEC 61850相关标准[2]的规定。

3）功能不同。常规变电站的PMU目前只能实

0 引言

目前智能电网建设是各国电力行业的热点，我国提出了建设“坚强可靠，经济高效，清洁环保，透明开放，友好互动”的具有中国特色的智能电网。智能变电站是智能电网的重要组成部分，智能变电站是应用先进可靠、高度集成的设备，通过网络化通信、标准化信息平台，实现电网运行数据全面采集、自动运行控制、在线分析决策、协同互动等功能，达到提高变电站运行可靠性、减少人工干预、

2 许勇等：智能变电站同步相量测量装置研制 Vol. 34 No. 11

现监测功能，而智能变电站PMU因可以通过制造报文规范(manufacturing message specification，MMS)协议方便地与其他IED设备通信，因此具备了实现控制功能的可能性。

2 智能变电站PMU结构及其功能

智能变电站同步相量测量系统包含合并单元(merging unit，MU)、PMU及网络时间服务器。

本文研制的智能变电站同步相量测量装置(简称装置)硬件采用完全嵌入式的系统结构。使用高性能的嵌入式无风扇工业计算机；支持最多6个10 M/ 100 M自适应网口；数据存储采用大容量双串行高级技术附件(serial advanced technology attachment，SATA)硬盘；支持热插拔；同时支持交直流双电源冗余配置。

装置的操作系统采用嵌入式操作系统QNX；软件采用模块化设计，按照功能划分为IEC 61850过程层采样值报文解析、数据同步、相量计算、故障录波、实时通信、网络对时、数据分析、间隔层通信等模块。IEC 61850过程层采样值报文解析模块负责接收和解析多个合并单元发送的IEC 61850- 9-1或IEC 61850-9-2报文，提取采样值数据，接收和解析保护控制单元的面向通用对象的变电站事件(generic object oriented substation events，GOOSE)报文，提取开关量数据；数据同步模块负责对多个合并单元的数据进行时标对齐；相量计算模块负责通过离散傅里叶(discrete Fourier transform，DFT)算法进行电压/电流相量、功率、频率等的计算；故障录波模块负责监视是否满足启动判据，当满足启动判据时生成故障录波文件；实时通信模块负责按照符合IEEE Std c37.118标准[3]与调度端主站通信；网络对时模块实现NTP/SNTP协议对装置进行时标校准；间隔层通信模块按照MMS协议向站内监控及其他IED设备提供实时相量数据[4-6]。

装置实现的主要功能如下：

1）系统建模。建立了符合IEC 61850标准的PMU数据模型，并对抽象模型使用XML语言进行描述，根据PMU的自身特点对一些特殊属性进行了重定义。

2）报文解析。对映射到数据链路层的 IEC 61850过程层采样值报文解析，使用libcap数据包捕获函数库通过网卡抓取以太网中的数据包，为提高抓包效率，设置虚拟局域网(virtual local area

network，VLAN)为过滤条件，即只捕获VLAN包，捕获原始数据包后，按照IEC 61850-9-1或 IEC 61850-9-2报文格式对数据进行解析，获得采样值原始数据，正确提取时标微秒信息，结合通过网络对时获取的绝对时标，为数据打上正确时标。

3）相量计算。通过傅里叶算法进行相量计算，同时对频率、功率等信息进行计算。

4）故障录波。当满足启动判据时生成录波 文件。

5）数据存储分析。装置本地储存14 d的历史数据，滚动刷新，同时提供原始报文截取和相量数据分析功能。

6）数据共享。通过MMS协议将相量数据上传给站内监控及其他设备。

7）网络对时。与时间服务器通过NTP/SNTP协议进行通信，完成装置对时。

3 数据模型及参数配置

依照IEC 61850标准，应基于装置功能进行逻辑设备(logical device)和逻辑节点(logical node)建 模[7]。为简化模型结构，本文将整个物理装置建模为1个逻辑设备，并根据设备中的各个功能模块选择适宜的逻辑节点模型。

在IEC 61850面向对象建模中，功能和信息模型的建立均在逻辑节点中实现[8]，如图1所示，模型中使用的逻辑节点分为如下4组。

逻辑设备 设备逻辑节点(LPHD) 逻辑节点采样值逻辑节点 (LLN0) (TCTR、TVTR、GGIO) 多路采样控制块相量及其他计算量逻辑节点(MSVCB) (MMXU、MSQI) GOOSE控制块(GoCB) 扰动纪录逻辑节点 (RDRE) 图1 设备模型结构

Fig. 1 Structure of device model

1）装置逻辑节点及控制块。

逻辑节点LPHD和 LLN0用于描述设备的整体信息。LLN0中的多路采样控制块(multicast sampled value control block，MSVCB)对应一种模拟量采样方式，存储与模拟量采样相关的属性信息，

如采样率等；变电站通用事件控制块(goose control block，GoCB)对应开关量采样。LPHD、LLN0、MSVCB、GoCB共同构成装置逻辑节点及控制块。

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2）采样值数据逻辑节点。

采样值逻辑节点包括3种：逻辑节点TCTR对应1路电流采样通道；逻辑节点TVTR对应1路电压采样通道；逻辑节点GGIO对应1路开关量采样通道。这些逻辑节点中存储的配置信息包括：通道ID、通道名称和通道采样值单位。实时采样数据的数值、时标和品质信息保存在基于各逻辑节点的实时采样值数据结构设计的实时数据共享区中。

3）相量及其他计算量逻辑节点。

逻辑节点MMXU中存放系统由原始采样值计算得到的三相电压相量、三相电流相量、线路总有功、线路总无功、线路频率和线路频率变化率。其中线路频率变化率并不是IEC 61850标准中逻辑节点MMXU的数据。本文根据IEC 61850标准对逻辑节点MMXU进行扩充，按照该逻辑节点中“频率”这一数据的数据结构为逻辑节点MMXU添加了新数据“频率变化率”。

对于逻辑节点MMXU中的每项数据，存储的配置信息包括：数据ID、数据名称、数据转换因子和基于该项计算量设定的扰动纪录启动阀值。 IEC 61850标准中定义了rangeC数据属性，用于描述逻辑节点MMXU中每项数据的数据范围，包括：最大值、高高限、高限、低限、低低限和最小值的具体阀值。本文将部分扰动纪录启动阀值存放在rangeC数据属性中，并根据系统支持的其他扰动纪录启动判据对rangeC数据属性进行扩充。

逻辑节点MSQI中存放系统由原始采样值计算得到的正序、负序、零序电压和电流。

各种计算量数据的数值、时标和品质保存在基于各逻辑节点的计算量数据结构设计的计算量数据共享区中。

4）扰动纪录逻辑节点。

逻辑节点RDRE定义了扰动纪录功能对应的启动方式、纪录时间以及连续启动纪录时间间隔等信息。区别于数字化故障录波装置的逻辑节点建 模

[9-11]

，本文的装置中不使用扰动纪录模拟量通道

逻辑节点RADR和扰动纪录开关量通道逻辑节点RBDR模型。主要原因如下：

①扰动纪录文件以COMTRADE文件格式上传至主站。在数字化故障录波设备中，该文件所需的录波通道ID须从RADR或RBDR节点中提取。通道ID可从逻辑节点TCTR或TVTR的配置信息中提取。

②在数字化故障录波设备中，作为录波启动判据的越上限和越下限启动阀值定义在逻辑节点RADR和RBRD中。扰动纪录启动判据大多数基于对原始采样数据进行处理后得到的计算量，扰动纪录启动判据定义在逻辑节点MMXU和MSQI中更为 适宜。

4 采样值报文的解析

IEC发布的IEC 60044-8 [12]、IEC 61850-9-1及IEC 61850-9-2，以及后续发布的IEC 61850 9-2 (LE)[13]标准均对模拟量和开关量采样值报文格式进行了规定[14]。通过对比可知，这4种规约各具特点，各有优劣[15]。

装置软件系统的报文解析模块能够解析基于IEC 61850-9-1标准和IEC 61850-9-2(LE)标准组织的采样值报文。由于基于IEC 61850-9-2标准组织的采样值报文格式具有灵活多变的特点，目前本模块首先支持2种通用格式的IEC 61850-9-2标准采样值报文的解析，并基于扩充报文解析库的方式，对新出现的报文格式有针对性地丰富系统的采样值报文解析功能。

报文解析流程如图2所示。

为保证实数据能够得到及时处理，系统将实时数据缓冲区分为多个数据块，并将报文解析和解析结果读取分离为2个能够并行运行的线程。报文解析线程将所得的实时数据写入数据块，基于装置相量计算等功能模块的需要，在每个数据块中积累半周波采样数据，数据处理线程取用实时数据，同时，报文解析线程将后续解析的采样值存入下一个数据块中。该方法在满足数据处理实时性的同时保证了数据安全。

由于基于不同标准的报文既在格式上存在差异，报文所包含的信息也不尽相同。针对不同标准分别设置了“报文内容存储结构体”和“实时数据缓冲区”。报文解析线程在通知实时数据处理线程取数时，会附带说明应从哪个实时数据缓冲区取数。

5 相量计算

智能变电站同步相量测量装置的相量计算功能与常规变电站类似。在算法上仍采用传统的离散傅里叶变换，对连续采样序列Xk取一定长度的数据窗进行DFT变换求得相量；区别在于对数据的获取上，变电站间隔层智能设备的交流采样技术将由传统的对模拟信号A/D转换技术变革为以太网通信

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接收报文 采样值报文？ 是 否符合IEC 61850-9-1标 准的采样值报文？ 否 符合IEC 61850-9-2(LE) 标准的采样值报文？ 否 否 符合IEC 61850-9-2标准的采样值报文？ 是 解析报文，将报文内容存储 在结构体Pac_Structure_9_1中由报文中的LDName判断数据对应的被测元件将采样值及相关信息写入 实时数据缓冲区RTData_9_1的对应位置 是 解析报文，将报文内容存储 在结构体Pac_Structure_9_2_LE中由报文中的svID判断数据对应的被测元件 将采样值及相关信息写入 实时数据缓冲区 RTData_9_2_LE的对应位置是 解析报文，将报文内容存储 在结构体Pac_Structure_9_2中由报文中的svID判断数据对应的被测元件 将采样值及相关信息写入 实时数据缓冲区RTData_9_2的对应位置 实时数据缓冲区内各被测元件采样数据时标对齐 否 缓冲区已积累半 周波时间长度的采样数据？ 是 实时数据缓冲区编号 Index++ 通知实时数据 处理线程取数 图2 采样值报文解析流程

Fig. 2 Processing flow of sampling value message

技术[16]。

传统的PMU采用自身的数据采集回路从传统电压互感器、电流互感器获得数据，采样率一般为

式中：Δϕ为角度偏移量；ΔA为幅值偏移量；Δf为频率偏移量；ϕ为经过频率偏移修正后得到的相角；

ϕ′为全波DFT算法计算得到的相角；K1A、K2A、K3A、

K1B、K 2B为使用最小二乘法拟合曲线时拟合得到的参数。表1为修正前后的基波相量误差比较。

表1 修正前后的基波相量误差比较

Tab. 1 Error comparison of fundamental frequency

before correction and after correction

频率 偏差/Hz±1 ±3 ±5

修正前基波相量 幅值误差/%1.058 1 3.495 0 6.334 8

修正后基波相量

4 800 Hz，而智能变电站中PMU采样值数据由合并单元获取，采样精度一般为40f或80f(f为电网额定频率，一般为50 Hz)，采样频率较传统的模拟采样频率低[17]，为满足计算精度需要对算法进行进一步优化。当精度不能满足要求时本文采用三次样条插值法对采样值进行补点处理，保证相量计算结果的正确可靠。

角度误差/(°) 幅值误差/% 角度误差/(°) 4.105 3 12.352 0 20.649 7

0.010 5 0.127 9 0.424 1

0.072 2 0.654 1 1.852 4

DFT变换对于标准的50 Hz输入信号是适用的，而当频率偏离标准50 Hz时，进行DFT变换求得的相量幅值和角度均偏离了输入值[18]。考虑正常情况下电力系统频率变化最大裕度为45~55 Hz，以幅值为1，初相角变化范围为−180°~180°的采样序列为例进行仿真得到其幅值和角度误差范围。采用最小二乘法拟合45~55 Hz范围内的一系列幅值和角度的误差曲线求得误差公式及修正公式。其中角度修正采用式(1)，幅值修正采用式(2)：

Δϕ=K1AΔf+K2AΔfcos(2ϕ′+K3A+K2BΔf) (1) ΔA=−0.000 63Δf2+0.01Δfcos[2ϕ+(K2B+K2BΔf)](2)

通过计算验证得知，本文方法可较好地修正频率偏移造成的相量计算误差。

6 对过程层设备的要求

同步相量测量装置对时间精度有极高的要 求[19]，对时的误差应不大于±1µs，在传统变电站中

PMU设备采集回路和授时电路一般是一体化设计，而在智能变电站中数据采集是通过接收合并单元发送的网络报文来实现的，这对过程层设备，尤其

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是合并单元提出了更高的要求，IEC 61850-9-1和

IEC 61850-9-2报文中包含采样同步计数信息，但该计数值目前只是一个内部计数值，并未要求与通用协调时间(universal time coordinated，UTC)精确一致，无法与秒等分形成对应关系，因此应用于同步相量测量装置时，必须要求合并单元发送的采样计数0值与秒脉冲信息时刻精确同步，以确定绝对秒等分信息。

7 结论

本文研制的智能变电站同步相量测量装置具有以下特点：1）装置建模、数据采集完全满足 IEC 61850标准的要求；

2）设备互联完全基于网络，装置考虑了基于MMS协议的互联通信，便于数据共享及今后的控制功能扩展；3）与主站通信遵循现有的IEEE Std c37.118标准[3]，方便与现有调度端主站的互联。

智能变电站同步相量测量装置的研究还处于探索阶段，它的应用将更加有利于实现变电站自动化系统的安全、可靠运行，进一步推动智能电网的建设工作。

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收稿日期：2010-09-04。 作者简介：

许勇(1971)，男，硕士，高级工程师，从事系统稳定控制、继电保护、WAMS等系统工作，E-mail：xuyong@epri.sgcc.com.cn；

王慧铮(1981)，女，硕士，工程师，从事系统许勇稳定控制、继电保护、

WAMS等系统工作；

李倩(1982)，女，硕士，工程师，从事系统稳

定控制、继电保护、WAMS等系统工作；

王俊永(1976)，男，硕士，主要从事系统稳定控制等工作。

（责任编辑 马晓华）