电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范 (试行)2003.2.8版

'系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.1.10版620电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）国家电网公司2003年x2月x8日1 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版620电力系统系统动态监测（控制）功角测量装置系统技术规范（试行草稿）2002.2108.2611862680（功角用词不妥，应改为相角，功角狭义理解势发电机内电势与机端电压角度之差）目录前言1引言21范围32规范性引用文件33术语和定义44总的要求55相量测量装置技术要求55.1环境条件55.2额定电气参数55.3结构、外观及其他55.4装置的功能65.5装置的主要技术性能75.6过载能力85.7直流电源影响95.8功率消耗95.9绝缘性能95.10耐湿热性能95.11抗电气干扰性能95.12机械性能95.13连续通电106数据集中器的功能要求107电力系统实时动态监测（控制）系统主站的功能要求108电力系统实时动态监测（控制）系统分析中心站的功能要求109电力系统实时动态监测（控制）系统的通信要求109.1通道109.2网络通信规约119.3专线通信规约119.4与就地系统互联119.5与EMS互联1110电力系统同步相量测量传输信息格式1110.1传输的信息1110.2数据帧1210.3头帧1310.4配置帧1410.5命令帧格式1610.6子站主站通信流程182 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版62010.7其他20附录A电力系统实时动态监测（控制）系统结构示意图21示意图的说明，包括主站，数据集中器等的层次结构47.0功角测量装置的系统要求58.0装置柜的技术要求附件1：电力系统功角相量（同步相量）测量传输协议标准（试行）20032.19.2710版282 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版620附录：IEEEStd1344－1995（R2001）IEEEStandardforSynchrophasorsforPowerSystems29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版6200.0前言本规范主要参照IEEEstdStd1344-1995（R2001）《电力系统同步相量标准》、GB/T14285－1993《继电保护和安全自动装置技术规程》和DL/T478－2001《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》，结合中国电力系统的实际要求而制定。本《电力功角测量装置系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）20032.19.610版》规范28由国家电力公司提的附录A为资料性附录出。。本规范由国家电网公司提出。本规范起草单位：国电华北电力设计院工程有限公司、中国电力科学研究院、北京四方同创保护与控制设备有限公司、中国电力科学研究院、国家电力调度通信中心。国电华北电力设计院工程有限公司，中国电力科学研究院、北京四方同创保护与控制设备有限公司、国家电力调度中心。本规范主要起草人：张道农、王兆家、张涛、蒋宜国、吴京涛、常建平、沈力。本规范起草过程中得到了国家电力调度通信中心辛耀中、清华大学肖晋宇、中国电力科学研究院张文涛、汤涌、王英涛、华东电力调度通信中心岑宗浩以及华北电力调度局和东北电力调度局的大力支持。张道农、王兆家、张涛、蒋宜国、吴京涛、常建平、沈力。本规范于2003年6x2月首次发布。29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版620引言0.1目的为配合全国联网，进一步加强电力系统调度中心对电力系统的动态稳定监测（控制）和分析能力，应当在重要的变电站和发电厂安装相量测量装置，构建电力系统实时动态监测（控制）系统，并通过调度端中心分析中心站实现对电力系统动态过程的监测、分析和控制系统。该系统将成为电力系统调度中心的动态实时数据平台，并逐步与EMS系统结合，加强对电力系统动态安全稳定的监控。0.2规范的基础近年来，电力系统数据采集技术得到了很大的发展，用户可以在线的记录、用时间标定、传送和分析相量数据。从长远看，会出现多种硬件和软件方案实现电力系统相量测量。因此，需要有一个技术规范来统一相量数据的输出格式以及系统的通信规约，规范相量测量装置的主要技术性能，以保证动态监测系统的开放性、兼容性以及测量结果的可比性。本规范将有助于最大限度地发挥相量测量的作用，规范各种大量相量测量、分析系统的数据交换。29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版6201.01范围和目的1.1范围本规范适用于22330kKV~500kKV或以上的高压电网中系统动态监测系统，发电厂或变电站站端的功角测量系统。主要包括监测系统中心站、相量测量装置的技术要求和功能要求，以及子站与主站或分析中心辅站之间的通信规约。同步数据的采样、数据到相量的转化、相量测量装置的时钟输入格式和数据输出格式。本规范还涉及功角测量系统的主站、辅站及子站等功能。本规范不指定测量系统的响应时间、精度等性能指标、硬件、软件实现方法以及相量计算方法定义了电力系统实时动态监测（控制）系统的相关术语和基本结构。，规定了电力系统同步相量数据的格式、系统的通信规约，提出给出了对对相量测量装置、数据集中器、主站、分析中心站以及同步时钟的通用技术要求。本规范不指定电力系统实时动态监测（控制）系统的硬件、软件实现方法、相量计算方法和测试方法。测试手段、内容和部门。。本规范定义高压电网中厂站端的相量数据格式，以便其与其它系统相互接口。本规范指定数据格式和时钟同步要求，以便汇总和比较来自于不同设备的测量结果。本规范适用于220kV及以上电压等级的电力系统实时动态监测（控制）系统。本规范还涉及功角测量系统主站、辅站及子站的功能。1.2目的配合全国联网的工程建设，进一步加强电力调度中心对所辖电网的动态监测和分析能力，应当在重要变电站和发电厂安装基于同步时钟的同步相量测量装置，并通过调度端中心站实现电网动态过程同步监测分析系统。该系统将成为调度中心的动态实时数据平台，并逐步与现有EMS系统结合实现电网动态安全稳定控制。本规范定义高压电网中厂站端的相量数据格式，以便其与其它系统相互接口。本规范指定数据格式和时钟同步要求，以便汇总和比较来自于不同设备的测量结果。配合全国联网的工程建设（如三峡电站送出工程、华北--华中联网工程等），同时进一步加强国家电力调度中心对所辖电网的动态监测和分析能力，拟在重要变电站和发电厂安装基于GPS的同步相量测量装置，并通过强大的调度端主站实现一套先进的电网动态过程同步监测分析系统。该系统将成为调度中心的动态实时数据平台，并逐步与现有EMS系统结合实现电网动态安全稳定控制。为保证工程顺利实施，各制造厂家的产品必须满足下列软、硬件技术要求。1.3本规范的基础近年来，电力系统数据采集技术得到了很大的发展，用户可以在线的记录、用时间标定、传送和分析相量数据。从长远看，会出现多种硬件和软件方案实现功角相量测量。因此，我们需要有一个规范统一电站中的测量设备，规定数据输出格式，保证不同测量系统得出的测量结果具有可比性。本规范将有助于最大限度的发挥功角相量测量的作用，并有助于大量在线或离线功角相量测量系统的数据交换。。2.0规范性引用及建议参考标准文件29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版620下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。GB2900.1－1992电工术语基本术语GB/T3047.4高度进制为44.45mm的插箱、插件的基本尺寸系列GB4208－1993外壳防护等级（IP代码）GB/T7261－2000继电器及装置基本试验方法GB/T11287－2000电气继电器第21部分：度量继电器和保护装置的振动、冲击、碰撞和地震试验第1篇：振动试验（正弦）2.1引用标准功角相量测量装置和相量功角测量装置柜至少应符合的标准：GB/T15145-2001微机线路保护装置通用技术条件GBDL14285400-19931《继电保护和安全自动装置通用技术规程》DL400-91GB/T14537－1993量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验（（idtIEC60255-21-2:1988）GB/T14598.9-1995电气继电器第22部分：度量继电器和保护装置的电气干扰试验第三篇：辐射电磁场干扰试验（idtIEC255-22-3:1989）GB/T14598.10-1996电气继电器第22部分：度量继电器和保护装置的电气干扰试验第4篇：快速瞬变干扰试验（idtIEC255-22-4:1992）GB/T14598.13-1998度量继电器和保护装置的电气干扰试验第1部分：1MHz脉冲群干扰试验（eqvIEC255-22-1:1988）GB/T14598.14-1998度量继电器和保护装置的电气干扰试验第2部分：静电放电试验（idtIEC255-22-2:1996）GB/T16836-1997度量继电器和保护装置安全设计的一般要求GB/T17626.5-1999电磁兼容试验和测量技术浪涌（冲击）抗扰度试验（idtIEC61000-4-5:1995）GB/T17626.6-1998电磁兼容试验和测量技术射频场感应的传导骚扰抗扰度（idtIEC61000-4-6:1996）DL476-1992电力系统实时数据通信应用层协议DL/T478-2001静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T720-2000电力系统继电保护柜、屏通用技术条件DL/T5147-2001电力系统安全自动装置设计技术规定DL/T5136NDGJ8-200189《微机线路保护装置通用技术条件》GB/T15145-94《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程定》NDGJ8-89电安生[1994]191号《冲击（浪涌）抗扰度试验》IEC61000-4-5《电力系统继电保护和安全自动装置反事故措施要点》电安生[1994]191号电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定（国家经济贸易委员会2002年发布）IEC60870-6TASEII远动应用服务元素协议IEC60870-5-104远动设备及系统第5－104部分：传输规约采用标准传输文件集的IEC60870-5-101网络访问29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版620IEC61970能量管理系统应用程序接口（EMS-API）IEC-255-22-1《高频干扰试验》（ⅣⅣ级）IEC-255-22-1Ⅳ级IEC-255-22-2《静电放电试验》静电放电试验（ⅣⅣ级）IEC-255-22-2Ⅳ级IEC-255-22-3《辐射电磁场干扰试验》辐射电磁场干扰试验（ⅣⅣ级）IEC-255-22-3Ⅳ级IEC-255-22-4《快速瞬变干扰试验》快速瞬变干扰试验（ⅣⅣ级）IEC-255-22-4Ⅳ级IEC61000-4-5冲击（浪涌）抗扰度试验IEEEstdStd1344-1995（R2001）电力系统同步相量标准ANSI/IEEEC37.111-1991电力系统暂态数据交换通用格式《DL/T720电力系统继电保护柜、屏通用技术条件》2.2建议参考标准：IEEEStd1344－1995（R2001）IEEEStandardforSynchrophasorsforPowerSystems（-该标准规定上送信息主要是正序相量，且是实时传输，既应加强主站功能-）3.0术语和定义GB/T2900.1确立的以及电力系统实时动态监测(控制)需要广域同时测量,即相量测量下列术语和定义适用于本规范。。。。3.1相量phasor正弦信号的复数等价表示法，复数的模对应于正弦信号的幅值，复角（极坐标形式）对应于正弦信号的相角。3.2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。因而，各个远方节点的相量之间存在着确定统一的相位关系。广域测量系统（WAMS）：….3.3相量测量装置phasormeasurementunit(PMU)功角相量测量(PhasorMeasurement)：利用高精度的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，用于实现全网运行动态监测控制。相量测量装置(PhasorMeasurementUnit)：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。3.4数据集中器datacenterconcentrator（DC）安装在子站用于同厂站端各相量测数据接收和转发量的通讯装置通讯并通过通讯线路将数据传送至相应主站的计算机系统。系统中主心站（简称中心主站Main29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版620station）：安装在调度中心用于收集各相量测量装置传送来的数据并对数据进行处理、分析的系统,。主站：对安装相量测量装置的发电厂或变电站直接进行控制或重点监视（控制）的一级调度中心，主站可多级互联（如国调）。辅站：对安装相角测量装置的发电厂或变电站二级进行监视的调度（如网调或省调）中心。子站(Substation)：安装在发电厂或变电站的安装相角测量装置的发电厂或变电站。数据集中器(data)：安装在子站。。。。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。3.5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。子站可以由单台相量测量装置，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。3.6主站mainstation安装在电力系统调度中心、变电站或发电厂，用于接收、管理、存储和发送转发源自来自子站相量测量装置的数据的计算机系统。。3.7分析中心站analysiscenter安装在电力系统调度中心，具有对实时相量数据进行分析处理和贮存储归档，对电力系统的运行状态进行监测、分析、告警（和控制）功能的主站主站。3.8广域测量系统wideareameasurementsystem（WAMS）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运行状态进行监测和分析，为电力系统实时控制和运行服务的系统。电力系统实时动态监测（控制）系统?。。。3.9电力系统实时动态监测（控制）系统realtimepowersystemdynamicmonitoring（control）system建立在广域测量基础上的，对电力系统动态过程进行监测（控制）和分析的系统。广域测量系统（WAMS）?在同步相量测量的基础上，通过通信系统将大范围电力系统的同步相量传送到电网的控制中心或保护与控制器中，用于电力系统同步测量、广域保护和运行控制等工作。4.0总的要求4.1电力系统实时动态监测（控制）系统的近期目标是对电力系统的动态过程进行监测和分析，远期目标是对电力系统的动态过程进行应用控制。…29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版6204.12电力系统实时动态监测（控制）系统功角测量系统最终将应用于电力系统的稳定控制应按照对系统进行实时控制的要求进行设计和制造，，其软件设计、硬件设计及结构设计应遵循继电按依照控制类保护及安全自动装置设备的技术要求（即安全自动装置）设备要求。4.3电力系统实时动态监测（控制）系统应能与调度中心EMS系统接口，并符合全国电力二次系统安全防护总体方案的要求。4.4装置子站应能测量、发送和存储实时测量数据记录和分析系统动态过程长期运行状态和动态过程，并兼顾故障情况下的系统暂态过程的记录和分析。4.5主站应能接收、管理、存储和转发源自子站的实时测量数据，主站之间应能交换实时测量数据。4.2限于目前受通讯网络，软、硬件设备和电力系统稳定控制理论的水平及国内外的应用经验的限制，近期短时间内还无法实现大范围的电力系统协调控制。故近期功角测量系统还主要是实现监测和记录的功能，为将来实现电力系统的稳定控制奠定良好的基础。4.643功角测量系统主分析中心中心站应能对实时相量数据进行分析、处理和贮存储归档，对电力系统的运行状态进行监测、分析、告警（和控制），以它能从根本上提高调度部门员准确把握系统运行状态的能力，，；功角测量系统且记录的同步扰动数据，可用于分析系统扰动过程中多点个厂站的动态情况，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、规划方案提供基础依据。29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版620示意图示意图的说明，包括主站，数据集中器等的层次结构4.4从功角测量系统的功能及应用来看，它与常规故障录波器是有区别的。它不仅具有电力系统扰动数据的记录功能包含部分故障录波器的功能，另外还具有故障录波器所不具有的判据和功能（如实时功角在线监测、低频振荡、功角摇摆、多厂站的同步启动、启动条件和功能向各级调度中心或稳定控制系统发送规定格式的同步相量数据等）。。4.5为保证功角测量系统数据的安全性，禁止使用网络浏览器、电子邮件等易于受侵害的应用软件直接访问功角测量系统（必须要有可靠的隔离）。4.5系统动态监测系统6还应满足下列要求:a.功角相量测量装置的技术要求b.功角相量测量装置的功能要求c.功角测量装置的系统要求d.装置柜的技术要求功角测量系统最终应用于控制。但限于目前的软硬件的限制，短时间内还无法实现大范围的控制。故近期功角测量系统还主要是实现监测和记录的功能。它能从根本上提高了调度员准确把握系统状态的能力，且记录的同步扰动数据，使我们能同时分析系统扰动过程中多点的动态情况，有助于我们研究大电网的动态规律，为制订系统稳定控制策略和运行规划方案提供基础。从功角测量系统功能及应用看，它与常规故障录波器是有区别的。它的记录功能包含部分故障录波器的功能，另外还具有故障录波器所不具有的启动条件和功能。1.1功角测量装置和功角测量装置柜至少应符合下列标准：《继电保护和安全自动装置技术规程》DL400-91《微机线路保护装置通用技术条件》GB/T15145-94《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定》NDGJ8-89《冲击（浪涌）抗扰度试验》IEC61000-4-5《电力系统继电保护和安全自动装置反事故措施要点》电安生[1994]191号《高频干扰试验》IEC-255-22-1Ⅳ级《静电放电试验》IEC-255-22-2Ⅳ级《辐射电磁场干扰试验》IEC-255-22-3Ⅳ级《快速瞬变干扰试验》IEC-255-22-4Ⅳ级《电磁场感应的传导骚扰抗扰度试验》IEC61000-4-6《DL/T720电力系统继电保护柜、屏通用技术条件》1.2功角测量装置和功角测量装置柜建议参考下列标准：IEEEStd1344－1995（R2001）IEEEStandardforSynchrophasorsforPowerSystems（-标准规定上送信息主要是正序相量，且是实时传输，应加强主站功能-）255.0功角相量测量装置的技术要求分类汇总29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版6205.1环境条件5.1.1工作环境的大气条件a)环境温度：－5°C～＋40°C；－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。5.1.2试验的标准大气条件a)环境温度：＋15°C～＋35°C。b)相对湿度：45％～75％。c)大气压力：86kPa～106kPa。5.1.3仲裁试验的标准大气条件a)环境温度：＋20°C±2°C。b)相对湿度：45％～75％。c)大气压力：86kPa～106kPa。5.2额定电气参数5.2.1直流电源a)额定电压：220V、110V。b)允许偏差：－20％～＋100％。c)纹波系数：不大于5％。5.2.2交流回路a)交流电压：V。b)交流电流：1A；5A。c)额定频率：50Hz。5.3结构、外观及其他5.3.1机箱、插件的尺寸应符合GB/T3047.4的规定。5.3.2外壳防护应符合GB4208－1993中规定的外壳防护等级IP20的要求。5.3.3电气间隙和爬电距离的最小值均应符合GB16836—1997中5.3.4、5.3.5的规定。5.3.4着火危险防护应符合GB16836—1997中5.5的规定。5.3.5装置应采取必要的防静电及防辐射电磁场干扰的防护措施，装置的不带电金属部分应在电气上连成一体，并具有可靠的接地点。5.3.6装置应有安全标志，安全标志应符合GB16836—1997中5.7.5、5.7.6的规定。5.4装置的功能5.4.1装置应具有实时监测、实时记录功能，且二者的实现不能相互影响和干扰。装置应能记录安装地点的有关信息，具备扰动或故障数据记录、相量数据记录等功能。5.4.2装置的实时监测功能要求如下：a)应能同步测量安装点的三相基波电压、三相基波电流、频率和开关状态。b)安装在发电厂时宜具有测量发电机内电势和发电机功角的功能。c)应实时显示所测的三相电压基波相量、三相电流基波相量、线路潮流、频率及开关状态信号；此外，安装在发电厂时宜显示发电机内电势和发电机功角。d)应将所测的三相电压基波相量、三相电流基波相量、频率、发电机内电势及开关状态信号功角实时发送到主站。29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版6205.4.3装置的实时记录功能要求如下：a)应能连续实时记录所测三相电压基波相量、三相电流基波相量、频率及开关状态信号；此外，安装在发电厂时宜连续实时记录发电机内电势。b)当被测元件电气量的变化满足装置监测到电力系统发生扰动时，装置应能结合时标建立事件标识，并向主站发送实时记录告警信息。c)记录的数据应有足够的安全性。不应因直流电源中断而丢失已记录的数据；不应因外部访问而删除记录数据；不应提供人工删除和修改记录数据的功能。d)应具有响应主站召唤向主站传送判据消失或记录时间结束。记录数据的能力。5.4.4装置可具备暂态录波功能，用于记录瞬时采样数据，数据的输出格式应符合ANSI/IEEEC37.111-1991（COMTRADE）的要求。应具有主动或被动响应主站召唤向主站传送判据消失或记录时间结束。记录数据的能力。5.4.4装置的实时相量数据及动态、稳态记录数据文件应能利用发电厂、变电站提供的通信介质（光纤、微波、电话专线、电力系统数据网络等）传送到主站。可以传送三相。5.4.5当相量测量装置判断满足启动条件或接到外部启动命令时，应立即启动动态记录功能记录系统动态过程，并向主站发送告警信息。记录过程应持续到系统动态过程平息或给定记录时间（一般不小于10分钟）。5.4.512装置应具有如下通信功能：a)向主站传送实时监测数据、实时记录数据、装置的状态信息以及装置发出的请求信息。b)向就地厂站监控系统传送装置的状态信息。c)接收主站下达的命令。5.4.6当CPU因受干扰进入死循环或“死”机后，应由硬件检查，并发出CPU复归信号，让装置重新进入正常工作状态装置应对实时监测数据和实时记录数据的时钟同步状态进行标识。。5.4.7当CPU因受干扰进入死循环或“死”机后，应由硬件检查，并发出CPU复归信号，让装置重新进入正常工作状态装置应具有在线自动检测功能，在正常运行期间，装置中的单一部件损坏时，应能发出装置异常信号。5.4.8装置应设有自恢复电路，在正常情况下，装置不应出现程序走死的情况，在因干扰而造成程序走死时，应能通过自复位电路自动恢复正常工作。。5.4.9装置的所有引出端子不允许同装置的CPU及A/D工作电源系统有电的联系。针对不同回路，可以分别采用光电耦合、继电器转接、带屏蔽层的变换器磁耦合等隔离措施。5.4.20装置应能在线自检、事故记录、数据记录等功能。5.4.16具有足够的数据安全性。5.4.17装置人机界面应友好，应提供方便可靠的定值输入方法及维护手段。5.4.10CT、PT断线、直流电源消失、装置故障、通信异常时，相量测量装置应发出告警信号，以便现场运行人员及时检查、排除故障。5.4.11装置的时钟信号及其他告警信号在失去直流电源的情况下不能丢失，在电源恢复正常后应能重新正确显示并输出。5.4.212在相量测量3装置的屏体上应安装有直流快速小开关。29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版6205.4.24直流电源电压在80％~115％额定值范围内变化相量测量装置应正常工作。直流电源纹波系数≤5％时，装置应正确工作并记录系统振荡及故障。5.5装置的主要技术性能5.5.1实时监测5.5.1.1装置应具备同时向主站传送实时监测数据的能力。5.5.1.2装置应能接受多个主站的命令，传送部分或全部测量通道的实时监测数据。5.5.1.3装置能实时监测数据的输出测量线路的速率应可以整定，至少应度具有25次/秒和50次/秒两种可选输出速率，鼓励装置具有100次/秒、200次/秒或更高的数据输出能力，以满足不同应用系统的需要Hz。5.5.1.4装置能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）应不大于30msHz。5.5.2实时记录5.5.2.1装置应能实时记录全部测量通道的相量数据。5.5.2.2装置实时记录数据的速率应与实时监测数据的输出测量线路的速率一致。5.5.2.3装置实时记录数据的保存时间应不少于14天。5.5.2.4当电力系统发生下列事件时装置应能建立事件标识，以方便用户获取事件发生时段的实时记录数据：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)线路低频振荡；h)相角差越限。5.5.2.5当装置监测到安全自动装置跳闸输出信号（空接点）或接到手动记录命令时应建立事件标识，以方便用户获取对应时段的实时记录数据。5.5.2.6当同步时钟信号丢失、异常以及同步时钟信号恢复正常时，当CPU因受干扰进入死循环或“死”机后，应由硬件检查，并发出CPU复归信号，让装置重新进入正常工作状态装置应建立事件标识。5.5.3装置通信5.5.3.1装置应具有不少于两个网络接口和不少于两个RS-232/RS-485接口，建议优先选择以太网通信方式。5.5.3.2在网络通信方式下底层传输协议采用TCP/IP协议；无网络时采用专线通信方式（如音频专线等）。5.5.3.3装置向就地厂站监控系统传送装置的状态信息时通信协议宜采用IEC61850系列标准。5.5.3.4装置对外通信应用层协议应符合IEEEstdStd1344-1995（R2001）和第10章的要求。5.5.4时钟同步5.5.4.1装置应利用同步时钟（一般为GPS系统的授时信号）作为数据采样的基准时钟源。5.5.4.2装置应能利用GPS秒脉冲同步装置的采样脉冲，采样脉冲的同步误差应不大于±1µs。为保证同步精度，宜使用独立的GPS接收系统。29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版6205.5.4.3当同步时钟信号丢失或异常时，装置应能维持正常工作。要求在失去同步时钟信号30分钟以内装置的相角测量误差不大于1度。5.5.4.4装置的同步时钟锁信能力应满足下列要求：a)温启动（停电四个小时以上、半年以内的GPS主机开机）时间不大于50秒；b)热启动（停电四个小时以内的GPS主机重新开机）时间不大于25秒；c)重捕获时间不大于2秒。5.5.5测量元件的准确度5.5.5.1电压、电流相量测量精度a)在额定频率时电压相量测量范围和测量误差应满足表5.1的规定。b)在额定频率时电流相量测量范围和测量误差应满足表5.2的规定。c)频率影响：频率偏离额定值2%时，要求幅值测量误差改变量不大于额定频率时测量误差极限值的50%，相角测量误差改变量不大于1°；频率偏离额定值6%时，要求幅值测量误差改变量不大于额定频率时测量误差极限值的100%，相角测量误差改变量不大于5°。d)发电机功角测量误差：在额定频率下不大于1°。表5.1电压相量测量误差要求输入电压0.1Un≦U＜0.2Un0.2Un≦U＜0.5Un0.5Un≦U＜1.2Un1.2Un≦U＜2Un幅值测量误差极限2.0%1.0%0.5%1.0%相角测量误差极限2°1°1°2°表5.2电流相量测量误差要求输入电流0.1In≦I＜0.2In0.2In≦I＜0.5In0.5In≦I＜1.2In1.2In≦I＜3In幅值测量误差极限2.0%1.0%0.5%1.0%相角测量误差极限2°1°1°2°5.5.5.2有功功率、无功功率测量精度a)在49Hz～51Hz频率范围内，有功功率和无功功率的测量误差应满足表5.3的规定。b)功率测量误差的计算公式为：表5.3功率测量误差极限要求(%)输入电流输入电压0.2Un≦U＜0.5Un0.5Un≦U＜1.2Un1.2Un≦U＜2.0Un0.2In≦I＜0.5In5350.5In≦I＜1.2In3231.2In≦I＜3.0In5355.5.5.3频率测量精度a)测量范围：45Hz～55Hz。b)测量误差：不大于0.01Hz。5.5.5.4交流电流接入要求为了保证对电力系统稳态和动态参数的测量精度，装置的交流电流回路宜接入测量CT回路。5.6过载能力a)29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版620交流电流回路：2倍额定电流，允许连续工作；10倍额定电流，允许时间为10s；40倍额定电流，允许时间为1s。b)交流电压回路：1.2倍额定电压，连续工作；1.4倍额定电压，允许10s。c)过载能力的评价标准：装置经受过电流或过电压后，应无绝缘损坏、液化、炭化或烧焦等现象，有关电气性能应符合5.5的要求。5.7直流电源影响5.7.1在试验的标准大气条件下，直流电源在5.2.1中规定范围内变化时，装置应可靠工作，性能及参数符合5.4、5.5的规定。5.7.2在瞬时加上、瞬时断开直流电源，直流电源缓慢上升或缓慢下降时，装置均不应误发信号，当直流电源恢复正常后，装置应自动恢复正常工作。5.8功率消耗装置的功率消耗应满足DL/T478-2001中4.9的要求。5.9绝缘性能装置的绝缘性能应满足DL/T478-2001中4.10的要求。5.10耐湿热性能装置的耐湿热性能应满足DL/T478-2001中4.11的要求。5.11抗电气干扰性能5.11.1辐射电磁场抗扰度装置应能承受GB/T14598.9-1995中4.1.1规定的严酷等级为Ⅲ级的辐射电磁场干扰试验，在试验期间和试验后装置的性能应符合该标准中5.5、5.6规定的要求。5.11.2快速瞬变抗扰度装置应能承受GB/T14598.10-1996中4.1规定的严酷等级为Ⅲ级的快速瞬变干扰试验，在试验期间和试验后装置的性能应符合该标准中5.5、5.6规定的要求。5.11.3脉冲群抗扰度装置应能承受GB/T14598.13-1998中3.1.1规定的严酷等级为Ⅲ级的1MHz和100kHz的脉冲群干扰试验，在试验期间和试验后装置的性能应符合该标准中3.4规定的要求。5.11.4静电放电抗扰度装置应能承受GB/T14598.14-1998中4.2规定的严酷等级为4级的静电放电试验，在试验期间和试验后装置的性能应符合该标准中5.5、5.6规定的要求。5.11.5浪涌（冲击）抗扰度装置应能承受GB/T17626.5-1999中第5章规定的试验等级为4级的浪涌（冲击）抗扰度试验。5.11.6射频场感应的传导骚扰抗扰度装置应能承受GB/T17626.6-1998中第5章规定的试验等级为3级的射频场感应的传导骚扰抗扰度试验。5.12机械性能5.12.1振动（正弦）5.12.1.1振动响应装置应能承受GB/T11287-2000中3.2.1规定的严酷等级为1级的振动响应试验，试验期间及试验后装置的性能应符合该标准中5.1规定的要求。5.12.1.2振动耐久装置应能承受GB/T11287-2000中3.2.2规定的严酷等级为1级的振动耐久试验，试验期间及试验后装置的性能应符合该标准中5.2规定的要求。29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版6205.12.2冲击5.12.2.1冲击响应装置应能承受GB/T14537-1993中4.2.1规定的严酷等级为1级的冲击响应试验，试验期间及试验后装置的性能应符合该标准中5.1规定的要求。5.12.2.2冲击耐久装置应能承受GB/T14537-1993中4.2.2规定的严酷等级为1级的冲击耐久试验，试验期间及试验后装置的性能应符合该标准中5.2规定的要求。5.12.3碰撞装置应能承受GB/T14537-1993中4.3规定的严酷等级为1级的碰撞试验，试验期间及试验后装置的性能应符合该标准中5.2规定的要求。5.13连续通电装置在完成调试后，应进行时间为100h（室温）或72h（＋40℃）连续通电试验，试验期间对装置施加符合5.2.1规定的直流电源，装置的性能及参数应符合5.5、5.6的规定。6数据集中器的功能要求6.1数据集中器应能接收和转发源自相量测量装置的测量数据。6.2数据集中器应具有多个网络接口和RS-232/RS-485接口，在网络通信方式下底层传输协议采用TCP/IP协议；无网络时采用专线通信方式（如音频专线等）。6.3数据集中器应具有自动或手动召唤子站中的装置向主站传送判据消失或记录时间结束。记录数据的能力。7电力系统实时动态监测（控制）系统主站的功能要求7.1主站应能管理和控制相量测量装置的工作状态。7.2主站应能接收和转发相量测量装置的事件标识。7.3主站应能接收、转发、存储和管理来自子站或其他主站的测量数据。7.4主站应以数据库的方式存储数据，数据保存时间应不少于30天。7.5主站数据库应为开放式数据库，具备与其它系统（如EMS系统、电力系统分析程序等）交换数据的功能（数据交换接口宜符合IEC61970的规定）。7.6主站软件平台应具有良好的开放性。7.7主站操作系统宜符合POSIX（PortableOperatingSystemInterface可移植操作系统接口）标准。8电力系统实时动态监测（控制）系统分析中心站的功能要求8.1分析中心站应具备主站的全部功能。8.2分析中心站应具备下列实时监测、分析（控制）功能：a)监测电力系统的运行状态，并以数字、曲线或其他适当形式显示系统频率、节点电压、线路潮流和系统功角。b)对监测的数据信息进行统计、分析和输出，格式应满足用户要求。c)应有较为完善的电力系统分析（控制）软件，可利用相量数据、实时记录数据进行离线或在线计算、分析（控制）。逐渐具备或完善电压稳定监测、频率特征分析、功率摇摆监测、动态扰动识别以及系统失稳预警等功能。8.3当发生下列事件时，分析中心站应能建立事件标识：a)系统功角越限；b)系统功角低频振荡；c)接收到相量测量装置的事件标识。8.429 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版620分析中心站的硬件配置宜参照EMS系统技术要求。在系统由动态监测转向动态控制时，分析中心站应具备足够的安全性和可靠性，要求系统可用率不低于99.8%。9电力系统实时动态监测（控制）系统的通信要求9.1通道各站点之间通信通道宜采用数据网络通信方式。当系统不具备网络通信条件时，可采用专线通信方式（如音频专线等），通信速率不低于19.2kbps。主站之间的通道带宽应不低于2Mbps。29.2网络通信规约网络通信方式下，电力系统实时动态监测（控制）系统的底层传输协议应采用TCP/IP协议，应用层协议应符合IEEEstdStd1344-1995（R2001）和第10章的要求。9.3专线通信规约8.3专线通信方式下，电力系统实时动态监测（控制）系统的应用层协议应符合IEEEstdStd1344-1995（R2001）和第10章的要求。89.4与就地系统互联.4相量测量装置与就地厂、站监控系统通信应符合IEC60870-5-101-10标准，最终宜符合IEC61850。。。9.5与EMS互联电力系统实时动态监测（控制）系统与能量管理系统（EMS）之间互联宜采用数据库接口方式或计算机通信方式。计算机通信的传输协议宜采用：a)IEC60870-6TASEII远动应用服务元素协议（亦称控制中心间通信协议）；b)IEC60870-5-104远动设备及系统第5－104部分：传输规约采用标准传输文件集的IEC60870-5-101网络访问；c)DL476-92电力系统实时数据通信应用层协议。（数据交换格式可参考IEC61970CIM/XML（CommonInformationModel公共信息模型/ExtensibleMarkupLanguage可扩展的标志语言）10电力系统同步相量测量传输信息格式10.1传输的信息PMU能够和其他系统进行信息交换.PMU可以和主站交换4种类型的信息：数据帧、配置帧、头帧和命令帧。前三种帧由PMU发出，后一种帧支持PMU与主站之间进行双向的通讯。数据帧是PMU的测量结果；配置帧描述PMU发出的数据以及数据的单位，是可以被计算机读取的文件。头文件由使用者提供，仅供人工读取。命令帧是计算机读取的信息，它包括PMU的控制、配置信息。所有的帧都以2个字节的SYNC字开始，其后紧随2字节的FRAMESIZE字和4字节的SOC时标。这个次序提供了帧类型的辨识和同步的信息。SYNC字的4－6位定义了帧的类型，细节如表10.1所示。所有帧以CRC16的校验字结束，而数据帧可以用校验和来结束。CRC16用X16+X12+X5+1多项式计算，其初始值为－1（FFFFH）.所有帧的传输都没有分界符。图10.1描述帧传输的次序，SYNC字首先传送，校验字最后传送。多字节字最高位首先传送，所有的帧都使用同样的次序和格式。29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版620该标准仅定义数据帧、配置帧、头帧和命令帧，以后可以扩充其他的帧。图10.1帧传输的次序表10.1不同帧的通用字段定义字段字节数说明SYNC2帧同步字第一字节:AAH第二字节:帧类型和版本号Bit7:保留未来定义Bits6-4:000:数据帧001:头帧010:配置帧1011:配置帧2100:命令帧（PMU接收的信息）101：记录数据传输帧Bits3-0:版本号，二进制表示（1－15）FRAMESIZE2帧字节数16位无符号整数.（0－65535）SOC4世纪秒（UNIX时间）,以32位无符号整数表示的自1970年1月1日起始的秒计数；最大范围136年，到2106年完成一次循环；计数中不包括闰秒，因此除了闰年，每年都有相同的秒计数（86400秒）。CHK2CRC16校验；（数据帧可以使用校验和）注：因本规范增加了功能，需对传输命令进行扩展。下述的扩展命令是遵循命令帧的格式增加的，但受命令帧的格式所限，所能扩展的余地有限。可根据实际需要增加特定的帧格式，以满足需要。10.2数据帧数据帧包含测量信息，数据帧的具体格式见表10.2和表10.3的定义。表10.2数据帧的结构编号字段长度(字节)说明1SYNC2帧同步字2FRAMESIZE2帧中的字节数3SOC4世纪秒，起始时间从1970年1月1日0时0分开始4FRACSEC4秒等分5STAT2按位对应标志的状态字6PHASORS4四个字节的定点相量数据7FREQ2用定点数表示的频率值8DFREQ2用定点数表示的频率变化率9ANALOG2模拟量10DIGITAL2开关量重复5–10字段根据配置帧中NUM_PMU字段定义的相量测量装置个数对字段5－10的内容进行重复传送29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版62011检查字节2CRC16校验表10.3数据帧中特殊的字节定义字段长度（字节）说明FRACSEC4秒等分数，相量数据中的时标Bit31:闰秒，1表示闰秒，0则正常。Bit30:闰秒预告，1表示下一秒为闰秒，0则正常。Bits29–24:保留待用。Bits23–00:整数，秒等分数，单位时间由配置帧中的MEAS_RATE字段指定。STAT2按位对应的标志Bit15:数据可用标志，0表示可用，1表示异常。Bit14:相量测量装置异常，0表示没有异常。Bit13:相量测量装置的同步状态，0表示处于同步状态。Bit12:数据排序，0表示按照时间排序，1表示按照接收顺序排序。Bit11:相量测量装置触发标志，0表示没有触发。Bits10–08:保留待用。Bits07-06:时标质量：00=同步精度5ms，或者对应0.1°的角度误差。01=同步精度50ms，或者对应1°的角度误差。10=同步精度500ms，或者对应10°的角度误差。11=同步精度500ms，或者对应大于10°的角度误差。Bits05-04:时标异常：00=同步锁信，最好效果。01=持续10秒锁信失败。10=持续100秒锁信失败。11=持续1000秒以上锁信失败。Bits03-00:触发原因。1111-1000:保留待用0111:开关量0110:线性组合0101:频率变化率越限0100:频率越限0011:相角差0010:幅值越上限0001:幅值越下限0000:手动PHASORS416位的整数。极坐标表示方式：幅值和相角－先传幅值，用0到65535的无符号整数表示。－再传角度，用16位的有符号整数表示，表示为（弧度x104)，取值范围-p到+p。FREQ2频率偏移量，同额定频率的差值，表示为（HzX103）。取值范围，–32.767to+32.767Hz。用16位有符号整数表示。DFREQ2频率的变化率，表示为(Hz/secX102)取值范围，–327.67to+327.67Hz/sec。Range–327.67to+327.67Hz/sec使用16位有符号的整数表示。ANALOG2模拟量信息。使用16位有符号的整数表示。模拟量可以是采样量，例如控制信号或者变换器的值，数值的取值范围由用户自定义。DIGITAL2开关量状态值。按位对应的状态值，保留给用户自定义使用。29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版62010.3头帧该帧应是ASCII码文件，包含了相量测量装置、数据源、数量级、变换器、算法、模拟滤波器等的相关信息。该类帧同样具有SYNC、FRAMESIZE、SOC时标、CRC16，但头文件数据没有固定的格式。表10.4头帧的结构编号字段长度（字节）说明1SYNC2帧同步字2FRAMESIZE2帧中的字节数。使用无符号的整数表示。表示范围为（0到65535）3SOC4世纪秒4DATA11ASCII字符串,第一个字节N-1DATAk1ASCII字符串,最后一个字节NCHK2CRC16校验10.4配置帧配置帧为PMU和实时数据提供信息及参数的配置信息，为机器可读的二进制文件。该帧可以通过表10.5的SYNC的4－6位辨识；可以定义2个配置文件：SYNC的第4位置0为CFG-1文件,第4位置1则为CFG-2文件。CFG-1为系统配置文件，包括PMU可以容纳的所有可能输入量，CFG-2为数据配置文件，应该指出数据帧的目前配置状况，所有的字段都应有固定的长度，而且不使用分界符，帧的内容如表10.5，表10.6所示。表10.5配置帧结构序号字段长度（字节）说明1SYNC2同步字2FRAMESIZE2帧字节数3SOC4时标4D_FRAME2数据帧格式5MEAS_RATE4秒等分数，宜采用毫秒表示6NUM_PMU2数据帧包括的PMU的数量7STN16站名–16字节ASCII码8IDCODE88字节PMU硬件标识符9FORMAT2数据帧的数据格式10PHNMR2相量数量-2字节整数(0to32767)11ANNMR2模拟量数量-2字节整数12DGNMR2开关量数量–2字节整数13CHNAM16x(PHNMR+ANNMR+DGNMR)相量和通道的名称－每个相量、模拟量、开关量用16字节ASCII码，每次传送的次序相同。14PHUNIT4xPHNMR相量通道的转换因子15ANUNIT4xANNMR模拟通道的转换因子16DIGUNIT2xDGNMR开关量的转换因子17FNOM2额定频率和标志重复7–16字段根据配置帧中NUM_PMU字段定义的相量测量装置个数对字段7－16的内容进行重复传送18PERIOD2相量传送的周期19CHK2CRC1629 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版620表10.6配置帧中特殊字节的定义字段长度（字节）说明D_FRAME2数据帧的数据格式，16位的标志，Bits15-1:未用Bit0:数据帧的校验方式,0=CRC16,1=校验和MEAS_RATE4数据帧对应的秒等分数。FRACSEC的高字节置零表示去掉该标志字。数据帧对应的等分秒数＝FRACSEC/MEAS_RATE如果MEAS_RATE=1,000,000,FRACSEC单位为微秒；如果MEAS_RATE为采样率（如720，2880，5760等），数据帧的FRACSEC为采样点对应的点计数。NUM_PMU2数据帧中包括的PMU的数量，每帧最大的数量为65535。STN16站名－16位ASCII码IDCODE88字节，PMU的硬件标识，通常存储在ROM中。FORMAT2数据帧的数据格式，16位标志。Bits15-4:未用Bit3:0=数据窗最后一点进行时间同步,1=数据窗第一个采样点进行时间同步Bit2:0=固定的相量,1=旋转的相量Bit1:0=16位整数,1=浮点数Bit0:0=实部/虚部（直角坐标）,1=幅度/角度（极坐标）PHNMR2相量数量-2字节整数ANNMR2模拟量数量-2字节整数DGNMR2开关量数量-2字节整数CHNAM16相量和通道的名称－每个相量、模拟量、开关量用16字节ASCII码，每次传送的次序相同。PHUNIT4相量的转换因子。每个相量4个字节；最高位：0＝电压；1＝电流；最低位：24位无符号字，单位为10-5V/A，（如果用浮点数表示，该字可以忽略）ANUNIT2模拟通道的转换因子DIGUNIT2开关量的转换因子，每个开关量用2个字节表示。Bit4:数字表示的正常状态(0or1).Bit0:节点的正常状态(0=常开,1=常闭).FNOM2额定频率(16位无符号整数)Bits15–10:保留Bit9:1–数据帧忽略DFREQBit8:1–数据帧忽略FREQBits7–1:保留Bit0:1–基波=50Hz0–基波=60HzPERIOD2相量数据的传送周期-用2字节整型字（0-32767），两次连续的数据传送之间的时间间隔，大小为基波周期倍数×100，200即表示每2个基波周期发送一个数据帧。IDCODE：8字节，相量测量装置的硬件标识符，正常情况在ROM中。表10.7IDCODE的格式说明IDCODE字节定义备注29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版620第0字节FFH第1－2字节按照中华人民共和国行政区划标识的数字编码第3－4字节相量测量装置安装的厂站编号待定义第5字节相量测量装置的生产厂家编号第6－7字节相量测量装置的产品编号DIGUNIT：开关量通道的换算因数；每个开关量通道2字节，第0（最低位）位表示开关量的类型（0＝常开节点，1＝常闭节点），第4位表示开关量正常状态的定义。表10.8DIGUNIT的定义bit4bit0说明11常闭节点；正常状态用1表示10常开节点；正常状态用1表示01常闭节点；正常状态用0表示00常开节点；正常状态用0表示10.5命令帧格式子站和主站可以获得对方发来的指令，并且根据指令进行相应的操作。主站间的互联和数据共享宜采用IEC61970标准。命令帧格式如图10.2所示。通过帧中8个字节的IDCODE同产品中预先存储的身份码校验，确定是否为该产品所需要接收并执行的指令。CMD是2字节的命令，其格式定义如表10.9所示。图10.2命令消息帧格式表10.9接收的命令(CMD)定义命令字Bit定义Bits15－4为用户使用保留Bits3－2－1－00001关闭实时数据0010打开实时数据0011发送头文件0100发送CFG－1文件0101发送CFG－2文件1000以数据帧格式接收参考相量本标准在对表10.9中Bits15-4的用户保留部分进行扩展，如表10.10所示。表10.10命令帧扩展定义命令字Bit主站发送定义子站发送定义Bits15－13命令类型001上传实时记录数据010系统复位011校验错误重送当前帧100下传CFG-2配置文件命令类型010系统复位011校验错误重送当前帧101启动暂态记录111确认命令29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版620101启动暂态记录110上传暂态记录数据111确认命令Bits12－10辅助控制确认命令：被确认的命令类型其它：000Bits9－7命令帧个数(1-8)(000代表1个)Bits6－4命令帧序号(0-7)Bits3－2－1－00001关闭实时数据0010打开实时数据0011发送头文件0100发送CFG－1文件0101发送CFG－2文件1000以数据帧格式接收参考相量SOC：第一帧发送时刻和扩展命令的内容，如果扩展命令内容为时钟信息时，应采用SOC编码方式。表10.11上传实时记录数据命令SYNCFRAMESIZESOCIDCODECMDCRC16第1帧AA4XXXXX发令时刻目标方IDCODE001,XXX,010,000,0000XXXX第2帧AA4XXXXX开始时刻目标方IDCODE001,XXX,010,001,0000XXXX第3帧AA4XXXXX结束时刻目标方IDCODE001,XXX,010,010,0000XXXX表10.12远程复位命令SYNCFRAMESIZESOCIDCODECMDCRC16第1帧AA4XXXXX发令时刻目标方IDCODE010,XXX,000,000,0000XXXX表10.13校验错误重送当前帧SYNCFRAMESIZESOCIDCODECMDCRC16第1帧AA4XXXXX发令时刻目标方IDCODE011,XXX,000,000,0000XXXX表10.14接收命令帧正确的确认命令SYNCFRAMESIZESOCIDCODECMDCRC16第1帧AA4XXXXX发令时刻目标方IDCODE111,XXX,000,000,0000XXXX表10.15下传CFG-2配置文件命令SYNCFRAMESIZESOCIDCODECMDCRC16第1帧AA4XXXXX发令时刻目标方IDCODE010,xxx,000,000,0000XXXX后续配置文件的格式同PMU的配置帧。表10.16启动暂态记录命令SYNCFRAMESIZESOCIDCODECMDCRC16第1帧AA4XXXXX发令时刻目标方IDCODE101,XXX,001,000,0000XXXX29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版620注：暂态记录时间长度在本地配置中规定。表10.17上传暂态记录命令SYNCFRAMESIZESOCIDCODECMDCRC16第1帧AA4XXXXX发令时刻目标方IDCODE110,XXX,010,000,0000XXXX第2帧AA4XXXXX开始时刻目标方IDCODE110,XXX,010,001,0000XXXX第3帧AA4XXXXX结束时刻目标方IDCODE110,XXX,010,010,0000XXXX10.6子站主站通信流程定义：1)数据流管道：子站和主站之间，或者相量测量装置和数据集中器之间实时同步数据的传输通道。其数据传输方向是单向的，为子站到主站，或者相量测量装置到数据集中器；2)管理管道：子站和主站之间，或者相量测量装置和数据集中器之间管理命令、记录数据和配置信息等的传输通道。其数据传输方向是双向的。10.6.1系统启动或重建：数据流管道和管理管道均未建立10.6.1.1子站启动过程：建立数据流管道：1)向主站提出建立数据流管道的申请，得到主站确认后建立数据流管道;2)等待主站发送“开启实时数据”命令后开始实时数据传输。建立管理管道：1)等待主站建立管理管道的申请；2)接收并确认主站建立管理管道的申请后，建立与主站之间的管理管道；3)通过管理管道，接收和发送管理命令等，根据主站下发的命令分别处理；4)子站禁止接收网络上其它地址建立管理管道的申请。10.6.1.2主站启动过程：建立数据流管道：1)等待子站建立数据流管道的申请；2)接收并确认子站建立数据流管道的申请后，建立与子站之间的数据流管道；3)通过数据流管道接收子站的数据流。建立管理管道：1)建立了数据流管道后，主站向子站提出建立管理管道的申请；2)得到子站确认后，建立与子站之间的管理管道；3)通过管理管道与子站传输控制命令、记录文件和配置信息等；10.6.2数据流管道重建：数据流管道故障断开，管理管道正常.子站：1)等待主站发送“开启实时数据”命令。2)主站提出建立数据流管道的申请，得到主站确认后建立数据流管道。3)通过数据流管道，向主站发送实时数据。主站：1)通过管理管道向子站发送“开启实时数据”命令。2)等待子站建立数据流管道的申请；3)29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版620接收并确认子站建立数据流管道的申请后，建立与子站之间的数据流管道。4)通过数据流管道接收子站的数据流。5)如果长期没有收到子站建立数据流管道的申请，或长期未收到子站的实时数据，则主站通过管理管道再次向子站发送“开启实时数据”命令。10.6.3管理管道重建：管理管道故障断开，数据流管道正常子站：1)等待主站建立管理管道的申请；2)接收并确认主站建立管理管道的申请后，建立与主站之间的管理管道；3)通过管理管道，接收和发送管理命令等，根据主站下发的命令分别处理；4)子站禁止接收网络上其它地址建立管理管道的申请。主站：1)主站向子站提出建立管理管道的申请；2)得到子站确认后，建立与子站之间的管理管道；3)通过管理管道与子站传输控制命令、记录文件和配置信息等。10.6.4正常通信传输：管理管道和数据流管道均正常1)实时数据流传输；2)通过数据流管道，子站按设定频率向主站发送实时同步数据，主站不发送任何命令；3)通过数据流管道，主站接收子站上送的实时同步数据，校验错误后丢弃该数据帧，并可以通过管理管道，向子站发送“上传实时记录数据”的命令。10.6.5管理命令和记录文件传输通过管理通道，子站和主站交换命令和记录数据文件，双方均采用发送－确认的方式。数据校验错误时应命令重传。10.6.6记录数据的记录与传输格式基本原则应与上传实时监测数据的格式一致。10.6.6.1记录格式a文件名：按照时间来命名。b记录内容：包含身份码IDCODE及实时记录数据两部分。10.6.6.2记录数据的传输格式a记录数据的传输命令格式参考前述的上传实时记录数据命令帧格式；b数据传输格式参照前述的传输信息格式。29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版620图10.3通信流程示意图10.7其他本规范中未规定的其他同步相量测量传输信息格式应符合IEEEstdStd1344-1995（R2001）的要求。29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版620附录A电力系统实时动态监测（控制）系统结构示意图2003.2.80.0前言1.0范围和目的2.0引用标准3.0定义4.01.0总的要求25.0功角相量测量测量装置的技术要求36.0功角相量测量装置的功能要求7.0电力系统实时动态监测（控制）系统中心站（主站或辅站）的功能要求8.0系统动态监测系统通信要求电力系统5.1装置包括所有配套设备应安装成柜，并接好所有内部接线直至柜侧端子排。25.21为防止输入回路及采样回路出错，在软件上采用冗余容错外？？，需用计算测量量的物理关系对计算结果进行校核。25.32当CPU因受干扰进入死循环或“死”机后，应由硬件检查，并发出CPU复归信号，让装置重新进入正常工作状态。5.4具有足够的数据安全性。5.5装置人机界面应友好，应提供方便可靠的定值输入方法及维护手段。25.643无论是开关量输入还是输出，计算机相量测量装置与外部的信号交换都须经光电隔离，不得有直接电的联系。25.754CT、PT断线、直流电源消失、装置故障等应有防止装置误启动动作的措施，并发出报警信号，以便运行人员及时检查，排除故障。在失去直流电源的情况下，告警信号不能丢失，历史数据不能丢失。装置在异常消失后自动恢复，解除闭锁，但必须保持信号以便检修人员核查。5.8装置应在系统出现扰动和不对称分量，电流、电压或功率突变等条件满足时可靠启动。5.9装置应能在线自检、事故记录、数据记录等功能。5.10装置的硬件组成应模块化，各模块应具有良好的可扩展性。5.11装置的插件应具有良好的互换性，以便检修时能迅速的更换。装置本身可靠，便于维护，备品备件容易解决，具有自身自动测试功能。5.12装置应具有自己的直流快速小开关与装置安装在同一柜上。直流电源回路出现各种异常情况(如短路，断线，接地等)时装置不应误动，拉合直流电源发生重复击穿的火花时，装置不应误动作。5.1329 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版620直流电源电压在80％~115％额定值范围内变化相量测量装置应正常工作。直流电源纹波系数≤5％时，装置应正确工作并记录系统振荡及故障。25.1465对于共电源的各功能板之间的电源联接部分应考虑退耦电路。在每个芯片的电源引脚上加无感吸收电容。具有一定。。。的抗干扰能力，符合下列标准。IEC-255-22-1高频干扰试验（Ⅳ级）IEC-255-22-2静电放电试验（Ⅳ级）IEC-255-22-3辐射电磁场干扰试验（Ⅳ级）IEC-255-22-4快速瞬变干扰试验（Ⅳ级）IEC61000-4-5冲击（浪涌）抗扰度试验IEC61000-4-6电磁场感应的传导骚扰抗扰度试验。。。标准。25.76装置应能在线自检、事故记录、数据记录等功能。25.7通信接口及通信规约25.7.1装置应带有本地和远方通信接口，支持64k专线、电力数据网和专用MODEM等通信方式，以实现就地和远方监测功角（同步相量）、查询故障信息、装置信息和修改定值等。装置应带有本地和远方通信接口，以实现就地和远方查询故障信息、装置信息以及修改定值等。25.7.2通信规约宜采用下述标准之一或其其中的几种组合（注意标准之间的协调性、一致性和完整性），并适当考虑目前和未来国际及国内的发展状况和趋势)：a.电力系统功角（同步相量）测量标准（试行）2002.109.6版287b.TCP/IP协议DL/T60870-5-103（IEC60870-5-103），c.DL/T60870-5-103（IEC60870-5-103）IEC61850和d.IEC61850TCP/IP协议(要适当考虑目前和未来国际及国内的发展状况和趋势)。综合考虑，应优先采用TCP/IP协议。综合考虑，应优先采用TCP/IP协议。e.用户指定的其它辅助相关标准向与各级调度中心或稳定控制系统发送同步相量数据5.7.3装置应根据《IEEE1344-1995（R2001）》对实时数据传输的规定；提供与稳定控制系统的数据接口和数据格式。应对《IEEE29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版6201344-1995（R2001）》标准中的未明确项进行讨论确定。同时考虑目前监测记录的功能要求，应对其进行扩展和修改。其中包括：数据包中增加发电机功角量；因具有启动量所产生的整定参数的定义和数据格式；数据窗的时标确定；通信指令码的定义；记录数据的传输协定等。f.用户指定的其它辅助相关标准25.7.3装置应根据《IEEE1344-1995（R2001）》对实时数据传输的规定；提供与稳定控制系统的数据接口和数据格式。应对《IEEE1344-1995（R2001）》标准中的未明确项进行讨论确定。同时考虑目前监测记录的功能要求，应对其进行扩展和修改。其中包括：数据包中增加发电机功角量；因具有启动量所产生的整定参数的定义和数据格式；数据窗的时标确定；通信指令码的定义；记录数据的传输协定等。25.158装置应利用同步时钟（一般为GPS系统的秒脉冲）作为数据采样的基本时钟，本装置时钟仅作为后备时钟。装置应能实现GPS秒脉冲对时，保证任意两站同一时刻采样脉冲的同步（尤其是秒脉冲的非整数倍）。无论采用内置的GPS实现秒脉冲对时或接收外部GPS对时信号，要求采样脉冲同步精度不超过为±1µs。25.158.1装置应能实现GPS秒脉冲对时，保证任意两站同一时刻采样脉冲的同步（尤其是秒脉冲的非整数倍）。无论采用内置的GPS实现秒脉冲对时或接收外部GPS对时信号，要求采样脉冲同步精度不超过±1µs。为保证同步精度，应使用相对独立的GPS接收系统。当采用内置的GPS实现秒脉冲对时，要保证任意两站同一时刻采样脉冲的同步（尤其是秒脉冲的非整数倍）。对GPS接收同轴电缆长度在上百米以上的应采用特别措施（如在室外GPS接收装置用特殊的GPS接收器提高驱动能力或在馈线中间及室内接收端加放大器等）。无论采用内置的GPS实现秒脉冲对时或接收外部GPS对时信号，要求采样脉冲同步精度不超过为±1µs。25.158.2对GPS接收同轴电缆长度在上百米以上的应采用特别措施（如在室外GPS接收装置用特殊的GPS接收器提高驱动能力或在馈线中间及室内接收端加放大器等）。当接受外部GPS对时信号时，要求同步时钟的精度为±1µs（即利用1pps脉冲进行采样），保证任意两站同一时刻采样脉冲的同步（尤其是秒脉冲的非整数倍）。为保证时钟精度，在接受外部GPS对时信号的几种接口类型中（RS422/RS485,RS232,空接点等），应选用RS422/RS485接口。。29 系统动态功角测量装置监测系统技术规范2002.108.11电力系统实时动态监测（控制）系统技术规范（试行）2003.02.1080版62025.158.3为保证时钟精度，在接受外部GPS对时信号的几种接口类型中（RS422/RS485,RS232,空接点等），应可选用RS422/RS485接口。5.158.4当GPS时钟信号丢失或异常时，装置应能维持正常工作，至少在24？？小时内测量精度满足用户要求。第二时钟源方案可暂不考虑。装置应利用GPS系统的秒脉冲作为数据采样的基本时钟，本装置时钟仅作为后备时钟。2.8.4能就地实时显示，并具备多口传输信息的功能。25.9装置应在系统出现扰动和不对称分量，电流、电压或功率突变等条件满足时可靠启动。25.10每套装置应配有标准的试验插件和测试插头，以便对各套装置中的每一功能板进行试验检查。25.11装置应提供足够的输出接点供信号、远方起信等使用。25.12装置的输出信号回路应配有磁保持或机械保持的信号继电器或其它信号保持装置。5.10电源抗干扰。。。，环境条件，温度，29'