华东电网PMU信息表命名规则.doc

华东电网PMU信息表和传输规约对象命名、计算公式、参数赋值的规则华东电力调度交易中心华东电力信息工程技术有限公司2006-6-23版华东电网PMU信息表和传输规约对象命名、计算公式、参数赋值的规则PMU信息表的编制说明信息对象的排列顺序:按照电力行业标准《电力系统实时动态监测系统技术规范(试行版第一次修改稿)》(以下简称:技术规范)中配置帧规定的信息传输顺序排列,每一厂站可以包含多个PMU单元,每个PMU单元的信息对象按照向量(包括机组内电势相位和功角)、频率量(包括频率变化率)、模拟量(包括机组主/副励磁电压和电流、AGC控制等)、脉冲量(包括机组转速脉冲信号等)、开关量的顺序排列。PMU信息表说明每个厂站PMU单元采集或计算获得的信息内容、对象命名、输入额定、量程范围、电流和电压互感器的变比、相量幅值和模拟量的转换因子、采集周期、传输序列、接线端子、同步电抗参数、发变组接法、以及PMU装置的IP地址和端口号等,可用于PMU的施工接线、参数组态、传输测试、主站数据库生成等,是施工设计、运行维护、信息核对的重要依据。根据现场实际电气装置情况,填写正确的输入额定、测量范围、互感器变比,根据下列“PMU采集信息的计算公式”,填写正确的转换因子和采集周期。在PMU信息表中,分别填入信息对象所对应的PMU屏柜编号、测量单元编号和端子编号。配置1帧(CFG-1)的发送序号是PMU传送给各主站其配置信息的发送顺序。配置2帧(CFG-2)的发送序号应按照网调、省调、电厂当地功能等主站对信息的需求由主站设置,并自动下达给PMU和按此顺序发送实时信息。对于一台PMU采集多台机组的配置情况,由PMU自动选择传送其中一台机组的机端母线频率偏移量和频率变化率;对于一台PMU采集一台机组的配置情况,由各PMU传送每台机组的机端母线频率偏移量和频率变化率。对于一个半开关的结线方式的线路,为适应各种运行方式的变化,PMU应采集各条线路的三相压互感器(PT)电压,由PMU自动选择传送其中一条线路的频率偏移量和频率变化率。为了实现直接测量发电机内电势的功角,PMU应采集发电机的转轴鉴相脉冲(每转一个脉冲信号)。为了满足线路检修或停运时不影响频率偏移和变化率的上送,当频率测点的电压幅值低于门槛值时,应自动有序地切换到下一条线路的频率测点,确保上送的频率偏移和变化率代表其运行的母线,电压幅值的切换门槛值可选择为80%的额定值。主站系统应用功能对PMU信息的需求编号设备类型数据类型单位采集方式模型参数校核100Hz低频振荡预警25Hz电网故障分析25Hz发电辅助服务评价25Hz1机组机端正序电压相量V/°计算√2机端A相电压相量V/°实测√√√√3机端B相电压相量V/°实测√√√√4机端C相电压相量V/°实测√√√√5机端正序电流相量A/°计算√6机端A相电流相量A/°实测√√√√7机端B相电流相量A/°实测√√√√8机端C相电流相量A/°实测√√√√9机组内电势相量(转轴鉴相脉冲)V/°实测√√10发电机内电势功角°计算√√11机端母线频率偏移量Hz实测√√√12机端母线频率变化率df/dt实测√√√13发电机主/副励磁电压模拟量V实测√√14发电机主/副励磁电流模拟量A实测√√15AGC模拟量升脉冲增量MW实测√16AGC模拟量降脉冲增量MW实测√17AGC投入实测√18发电机转速脉冲量转实测√√19线路线路电压正序相量V/°计算√20线路A相电压相量V/°实测√√√√21线路B相电压相量V/°实测√√√√22线路C相电压相量V/°实测√√√√23线路电流正序相量A/°计算√√24线路A相电流相量A/°实测√√√√25线路B相电流相量A/°实测√√√√26线路C相电流相量A/°实测√√√√27线路频率偏移量Hz计算√28线路频率变化率df/dt计算√29变压器220kV侧电压正序相量V/°计算√30220kV侧A相电压相量V/°实测√√31220kV侧B相电压相量V/°实测√√32220kV侧C相电压相量V/°实测√√33220kV侧电流正序相量A/°计算√34220kV侧A相电流相量A/°实测√√35220kV侧B相电流相量A/°实测√√36220kV侧C相电流相量A/°实测√√37PMU装置异常告警GPS时钟同步状态异常√38PMU装置异常告警√PMU采集信息的计算公式、周期和量纲电压、电流和内电势幅值显示幅值=PMU传输码×转换因子×量纲:V或A计算周期:10ms电压、电流和内电势相位及机组功角显示相位=PMU传输码×量纲:弧度计算周期:10ms频率偏移量实际频率显示值f=+PMU传输码×+50量纲:Hz计算周期:10ms频率变化率显示值f’=+PMU传输码×量纲:Hz/s计算周期:10ms励磁电压电流A/D测量范围与实际输入范围匹配一致:如均为0—20m