电力系统实时动态监测系统技术规范样本.doc

资料内容仅供您学习参考，如有不当之处，请联系改正或者删除。ICSQ/GDW国 家 电 网 公 司 企 业 标 准Q/GDW 131- 电力系统实时动态监测系统技术规范Technology Guidance of Power System Real Time Dynamic Monitoring System 0228发布 0301实施 国家电网公司 发布目 录前 言1引 言21 范围32 规范性引用文件33 术语和定义44 总体要求65 同步相量测量的技术要求75.1 时钟同步75.2 同步相量的表示86 相量测量装置技术要求96.1 环境条件96.2 额定电气参数96.3 结构、 外观及其它96.4 装置的功能106.5 装置的主要技术性能126.6 过载能力156.7 直流电源影响156.8 功率消耗156.9 绝缘性能156.10 耐湿热性能156.11 抗电气干扰性能156.12 机械性能166.13 连续通电177 数据集中器的功能及技术要求178 电力系统实时动态监测系统主站的功能要求179 电力系统实时动态监测系统的通信要求189.1 通信通道189.2 主站与子站之间的通信规约189.3 子站与当地监控系统互联189.4 主站与SCADA/EMS的互联199.5 主站与安全自动控制系统的互联199.6 主站之间的互联1910 电力系统同步相量测量数据传输信息格式2010.1 规约版本2010.2 传输的信息2010.3 数据帧2110.4 头帧2210.5 配置帧2310.6 命令帧2510.7 子站、 主站网络通信流程2711 动态数据记录文件格式33附录A 电力系统实时动态监测系统结构示意图34附录B CRC16的C语言程序示例35附录C 暂态数据记录36附录D 离线文件传输规约37附录E 子站通信带宽计算51附录F 子站数据集中器和PMU的通信方式说明53前 言本规范主要参照IEEE Std 1344-1995( R ) 电力系统同步相量标准、 GB/T 142851993继电保护和安全自动装置技术规程和DL/T 478 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件, 结合当前中国电力系统的实际要求而制定的电力系统实时动态监测系统的基本规范。本规范的附录A、 附录B、 附录C、 附录D、 附录E、 附录F为资料性附录。本规范由国家电力调度通信中心提出。本规范由国家电网公司科技部归口。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、 国家电力调度通信中心、 华东电力调度交易中心。本规范主要起草人: 张道农、 王兆家、 蒋宜国、 吴京涛、 张涛、 沈力、 王英涛、 肖晋宇、 何江、 谢晓冬、 岑宗浩、 胡炯。本规范由国家电力调度通信中心负责解释。 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和分析能力, 应在重要的变电站和发电厂安装同步相量测量装置, 构建电力系统实时动态监测系统, 并经过调度中心主站实现对电力系统动态过程的监测和分析。该系统将成为电力系统调度中心的动态实时数据平台的主要数据源之一, 并逐步与EMS系统及安全自动控制系统相结合, 以加强对电力系统动态安全稳定的监控, 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。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, 用户能够在线记录、 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同步相量测量。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, 规范各种相量测量、 分析系统的数据交换。1 范围本规范定义了电力系统实时动态监测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, 提出了对相量测量装置、 数据集中器、 主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系统的硬件、 软件实现方法、 相量计算方法和测试方法。本规范适用于发电厂、 220kV及以上电压等级的电力系统实时动态监测系统。2 规范性引用文件下列文件中的条款经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。GB 2900.11992 电工术语 基本术语GB/T 3047.4 高度进制为44.45mm的插箱、 插件的基本尺寸系列GB 42081993 外壳防护等级( IP代码) GB/T 7261 继电器及装置基本试验方法GB/T 11287 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) GB 14285-1993 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 145371993 量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验( idt IEC 60255-21-2:1988) GB/T 14598.9-1995 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( idt IEC 255-22-3:1989) GB/T 14598.10-1996 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( idt IEC 255-22-4:1992) GB/T 14598.13-1998 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( eqv IEC 255-22-1:1988) GB/T 14598.14-1998 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( idt IEC 255-22-2:1996) GB/T 16836- 度量继电器和保护装置安全设计的一般要求GB 1208-1997 电流互感器GB/T 17626.5-1999 电磁兼容 试验和测量技术 浪涌( 冲击) 抗扰度试验( idt IEC 61000-4-5:1995) GB/T 17626.6-1998 电磁兼容 试验和测量技术 射频场感应的传导骚扰抗扰度( idt IEC 61000-4-6:1996) GB/T 18700.1远动设备及系统 第6部分 与ISO标准和ITU-T建议兼容的远动协议 第503篇 TASE.2服务与协议 (idt IEC 60870-6-503 )GB/T 18700.2远动设备及系统 第6部分 与ISO标准和ITU-T建议兼容的远动协议 第802篇 TASE.2数据模型(idt IEC 60870-6-802)DL 476-1992 电力系统实时数据通信应用层协议DL/T 478- 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件 DL/T 720- 电力系统继电保护柜、 屏通用技术条件 DL/T 5136- 火力发电厂、 变电所二次接线设计技术规程DL/T 5147- 电力系统安全自动装置设计技术规定电安生1994191号 电力系统继电保护和安全自动装置反事故措施要点国家电力监管委员会5号令 电力二次系统安全防护规定ANSI/IEEE C37.111-1999 电力系统暂态数据交换通用格式IEC 60870-5-103 远动设备及系统 第5部分传输规约 第103篇 继电保护设备信息接口配套标准( DL/T 667-1999) IEC 60870-5-104 远动设备及系统 第5104部分: 传输规约 采用标准传输文件集的IEC 60870-5-101网络访问IEC 61850变电站通信网络和系统序列标准IEC 61970-301 能量管理系统应用程序接口( EMS-API) 第301篇 公用信息模型( CIM) -基础部分IEEE Std 1344-1995( R ) 电力系统同步相量标准3 术语和定义GB/T 2900.1确立的以及下列术语和定义适用于本规范。3.1相量 phasor正弦量可用相量表示, 相量的模代表正弦量的幅值, 在工程实践中相量的模有时也采用有效值; 相量的幅角代表正弦量的初相角。3.2同步相量 synchrophasor以标准时间信号作为采样过程的基准, 经过对采样数据计算而得的相量称为同步相量。因而, 电力系统交流电气量的相量之间存在着确定的相位关系。3.3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。PMU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、 PMU与主站之间能够实时通信并遵循有关通信协议。3.4数据集中器 data concentrator( DC) 用于站端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。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。子站能够是单台相量测量装置, 也能够由多台相量测量装置和数据集中器构成。一个子站能够同时向多个主站传送测量数据。3.6主站 main station安装在电力调度中心, 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。3.7电力系统实时动态监测系统 real time power system dynamic monitoring system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。3.8 发电机内电势 generator internal electromotive force同步发电机转子以同步速率旋转时, 主磁场在气隙中形成旋转磁场, 它”切割”定子绕组, 在定子绕组内感应出对称三相电动势, 称为激磁电动势, 又称发电机内电势。3.9发电机功角 power angle发电机内电势和机端电压正序相量之间的夹角称为发电机功角。3.10动态数据记录 realtime phasor data record子站相量测量装置按照标准格式记录实时测量的相量、 频率、 开关量等。( 具体格式的定义参见本标准第11章的要求) 4 总体要求4.1 与EMS及安全自动控制系统的连接电力系统实时动态监测系统主要实现对电力系统的动态过程进行监测和分析。根据需要, 实现与EMS及安全自动控制系统的通信, 实现对电力系统的动态过程进行控制。4.2 主站和子站的软件、 硬件及结构设计要求电力系统实时动态监测系统应按照能够对系统进行实时控制的要求进行设计和制造。子站的软件、 硬件及结构设计应遵循继电保护及安全自动装置的技术要求, 主站的设计要符合EMS的设计要求。4.3 安全防护要求电力系统实时动态监测系统应能符合电力二次系统安全防护总体方案的要求。4.4 子站总体要求子站应能测量、 发送和存储实时测量数据。子站应能与变电站自动化系统或发电厂监控系统交换数据。4.5 主站总体要求主站应能接收、 管理、 存储和转发源自子站的实时测量数据, 对电力系统的运行状态进行监测、 告警、 分析、 决策等。主站之间应能交换实时测量数据, 并能与调度中心EMS及安全自动控制系统进行数据交换。5 同步相量测量的技术要求5.1 时钟同步5.1.1 基准时钟源同步相量测量应利用同步时钟( 例如GPS的授时信号) 作为数据采样的基准时钟源。5.1.2 同步要求同步相量测量应利用同步时钟秒脉冲同步相量测量装置的采样脉冲, 采样脉冲的同步误差应不大于1s。同步相量测量过程中, 数据采样的脉冲必须由同步时钟的秒脉冲信号锁定。( 每秒测量的相量次数应是整数, ) 相量对应的时标在每秒内应均匀分布。5.1.3 采样频率推荐采用表5.1或表5.2所规定的采样频率进行同步采样。表5.1 采样频率标准一每周期采样点数采样频率( 电网额定频率 50Hz) 42006300840012600168002412003216004824006432009648001286400192960038419200表5.2 采样频率标准二每周期采样点数采样频率( 电网额定频率 50Hz) 42008400105001680020100032160040 5025006432008040001005000128640016080002001000032016000400 06403 8004000016008000032001600005.2 同步相量的表示模拟信号对应相量形式为V。当v(t)的最大值出现在秒脉冲时, 相量的角度为0度, 当v(t)正向过零点与秒脉冲同步时相量的角度为-90度( 如图5.1.1) 。Vmt = 0(1 PPS)Vmt = 0(1 PPS)signalx(t)(a) 0度 (b) -90度图 5.1.1 波形信号与同步相量之间的转换关系当相量幅值不变时, 相量的相位与模拟信号的频率应符合如下关系: 即相量的频率等于50Hz时, 相量的角度不变; 当相量的频率大于50Hz时, 相量的角度逐渐增大, 当相量的频率小于50Hz时, 相量的角度逐渐减小。为保证相量数据时标的一致性, 本规范规定相量的时标对应于采样数据窗第一点的时刻, 其角度对应于此采样数据窗第一点的角度。6 相量测量装置技术要求6.1 环境条件6.1.1 工作环境的大气条件a) 环境温度: 5C40C; 10C55C。b) 相对湿度: 595( 在装置内部既无凝露, 也不应结冰) 。c) 大气压力: 70kPa106kPa。6.1.2 试验的标准大气条件a) 环境温度: 15C35C。b) 相对湿度: 4575。c) 大气压力: 86kPa106kPa。6.1.3 仲裁试验的标准大气条件a) 环境温度: 20C2C。b) 相对湿度: 4575。c) 大气压力: 86kPa106kPa。6.2 额定电气参数6.2.1 直流电源a) 额定电压: 220V、 110V。b) 允许偏差: 2015。c) 纹波系数: 不大于5。6.2.2 交流回路a) 交流电压: V。b) 交流电流: 1A; 5A。c) 额定频率: 50Hz。6.3 结构、 外观及其它6.3.1 机箱、 插件的尺寸要求机箱、 插件的尺寸应符合GB/T 3047.4的规定。6.3.2 外壳防护外壳防护应符合GB 42081993中规定的外壳防护等级IP20的要求。6.3.3 电气间隙和爬电距离电气间隙和爬电距离的最小值均应符合GB 168361997中5.3.4、 5.3.5的规定。6.3.4 着火危险防护着火危险防护应符合GB 168361997中5.5的规定。6.3.5 静电及电磁场干扰的防护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。6.3.6 安全标志装置应有安全标志, 安全标志应符合GB 168361997中5.7.5、 5.7.6的规定。6.4 装置的功能6.4.1 基本功能装置应同时具有实时监测、 动态数据记录和实时通信功能, 且三者不能相互影响和干扰。6.4.2 人机接口应能够经过人机接口, 对装置进行参数配置、 定值整定, 并能够监视装置的运行状态等信息。6.4.3 实时监测功能要求a) 应能同步测量安装点的三相基波电压、 三相基波电流、 电压电流的基波正序相量、 频率和开关量信号。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; 条件具备时, 能够测量发电机的励磁电压、 励磁电流和转速信号。c) 应至少能将所测的电压基波正序相量一次值、 电流基波正序相量一次值、 频率、 发电机内电势实时传送到主站。d) 装置应具备同时向多个主站实时传送动态数据的能力。e) 装置应能接受多个主站的召唤命令, 实时传送部分或全部测量通道的动态数据。6.4.4 动态数据记录功能要求a) 应能连续记录所测电压电流基波正序相量、 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; 另外, 安装在发电厂时宜连续记录发电机内电势。b) 当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记录数据的能力。6.4.5 通信功能要求a) 向主站实时传送动态数据、 装置的状态信息。b) 向主站传送动态数据记录文件。c) 向当地厂站监控系统传送装置的状态及数据信息。d) 接收并响应主站下达的命令。6.4.6 状态标识装置应对动态数据的时钟同步状态进行标识。6.4.7 异常监视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。6.4.8 自恢复措施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, 应能经过自复位电路自动恢复正常工作。6.4.9 信号隔离措施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, 能够分别采用光电耦合、 继电器转接、 带屏蔽层的变换器磁耦合等隔离措施。6.4.10 告警信号CT、 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。6.4.11 装置失电时的要求装置的时钟信号及其它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。6.5 装置的主要技术性能6.5.1 实时监测6.5.1.1 传输方式要求装置应按时间顺序逐次、 均匀、 实时传送动态数据, 传送的动态数据中应包含整秒时刻的数据。6.5.1.2 时延要求装置实时传送的动态数据的输出时延, 即实时传送的动态数据时标与数据输出时刻之时间差, 应不大于30ms。6.5.1.3 实时传送速率装置动态数据的实时传送速率应能够整定, 至少应具有25、 50、 100次/秒的可选速率。6.5.2 动态数据记录6.5.2.1 存储格式要求装置应能按照本标准第11章的格式存储动态数据。6.5.2.2 记录速率装置动态数据的最高记录速率应不低于100次/秒, 并具有多种可选记录速率; 记录速率应是实时传送速率的整数倍。6.5.2.3 保存时间装置动态数据的保存时间应不少于14天。6.5.2.4 事件标识1). 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动态数据: a) 频率越限; b) 频率变化率越限; c) 幅值越上限, 包括正序电压、 正序电流、 负序电压、 负序电流、 零序电压、 零序电流、 相电压、 相电流越上限等; d) 幅值越下限, 包括正序电压、 相电压越下限等; e) 线性组合, 包括线路功率振荡等; f) 相角差, 即发电机功角越限。2). 当装置监测到继电保护或/和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动态数据。3). 当同步时钟信号丢失、 异常以及同步时钟信号恢复正常时, 装置应建立事件标识。6.5.3 装置通信6.5.3.1 通信接口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, 装置与主站通信宜采用网络通信方式。6.5.3.2 与主站通信的底层传输协议在网络通信方式下底层传输协议采用TCP协议。6.5.3.3 与主站通信的应用层协议装置和主站通信的应用层协议应符合第10章的要求。6.5.3.4 与当地监控系统的通信协议装置向当地厂站监控系统传送装置的状态信息时通信协议宜采用IEC 61850系列标准或IEC 60870-5-103标准。6.5.4 时钟同步6.5.4.1 基准时钟源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。6.5.4.2 同步误差装置应能利用同步时钟的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1s。为保证同步精度, 应使用独立的同步时钟接收系统。6.5.4.3 相位延迟的校正装置内部造成的任何相位延迟必须被校正。6.5.4.4 同步时钟信号异常对相角测量的影响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60分钟以内装置的相角测量误差的增量不大于1度( 对应于55s) 。6.5.4.5 同步时钟锁信能力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。6.5.5 测量元件的准确度6.5.5.1 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6.1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6.2a及6.2b的规定。c) 频率影响: 频率偏离额定值1Hz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0.5; 频率偏离额定值3Hz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1。发电机功角测量误差: 在额定频率下不大于1。d) 谐波影响: 叠加10的13次及以下次数的谐波电压, 基波电压幅值测量误差要求同a), 角度误差改变量不大于0.5。表6.1 电压相量测量的相对误差要求输入电压0.1UnU0.2Un0.2UnU0.5Un0.5UnU1.2Un1.2UnU2Un幅值测量误差极限1.0%0.5%0.2%0.5%相角测量误差极限0.50.50.20.5表6.2 电流相量测量的相对误差要求( 测量CT) 输入电流0.1InI0.2In0.2InI0.5In0.5InI1.2In幅值测量误差极限1.0%0.5%0.2%相角测量误差极限10.50.56.5.5.2 有功功率、 无功功率测量精度a) 在49Hz51Hz频率范围内, 有功功率和无功功率的测量误差应满足表6.3的规定。b) 功率测量误差的计算公式为: 表6.3 功率测量误差极限要求输入电流 输入电压0.2UnU0.5Un0.5UnU1.2Un1.2UnU2.0Un0.2InI0.5In2.0%1.0%2.0%0.5InI2In1.0%0.51.0%2InI10In2.0%1.0 %2.0%注: 装置测量的功率是基波正序功率或三相基波功率。 6.5.5.3 频率测量精度a) 测量范围: 45Hz55Hz。b) 测量误差: 不大于0.01Hz。6.5.5.4 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。6.6 过载能力 a) 交流电流回路: 1.2倍额定电流, 允许连续工作; 2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; 2倍额定电压, 允许1s。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6.5的要求。6.7 直流电源影响在试验的标准大气条件下, 直流电源在6.2.1中规定范围内变化时, 装置应能可靠工作, 性能及参数符合6.4、 6.5的规定。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。6.8 功率消耗装置的功率消耗应满足DL/T 478- 中4.9的要求。6.9 绝缘性能装置的绝缘性能应满足DL/T 478- 中4.10的要求。6.10 耐湿热性能装置的耐湿热性能应满足DL/T 478- 中4.11的要求。6.11 抗电气干扰性能6.11.1 辐射电磁场抗扰度装置应能承受GB/T 14598.9-1995中4.1.1规定的严酷等级为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。6.11.2 快速瞬变抗扰度装置应能承受GB/T 14598.10-1996中4.1规定的严酷等级为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。6.11.3 脉冲群抗扰度装置应能承受GB/T 14598.13-1998中3.1.1规定的严酷等级为级的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。6.11.4 静电放电抗扰度装置应能承受GB/T 14598.14-1998中4.2规定的严酷等级为III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。6.11.5 浪涌( 冲击) 抗扰度装置应能承受GB/T 17626.5-1999中第5章规定的试验等级为3级的浪涌( 冲击) 抗扰度试验。6.11.6 射频场感应的传导骚扰抗扰度装置应能承受GB/T 17626.6-1998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。6.12 机械性能6.12.1 振动( 正弦) 6.12.1.1 振动响应装置应能承受GB/T 11287- 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。6.12.1.2 振动耐久装置应能承受GB/T 11287- 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。6.12.2 冲击6.12.2.1 冲击响应装置应能承受GB/T 14537-1993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。6.12.2.2 冲击耐久装置应能承受GB/T 14537-1993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。6.12.3 碰撞装置应能承受GB/T 14537-1993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。6.13 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6.2.1规定的直流电源, 装置的性能及参数应符合6.5、 6.6的规定。7 数据集中器的功能及技术要求7.1 数据集中器的基本功能数据集中器应能接收和向多个主站转发源自相量测量装置的动态数据、 装置的状态信息。7.2 数据集中器的接口数据集中器应具有不少于两个网络接口和不少于两个RS-232/RS-485接口, 在网络通信方式下底层传输协议采用TCP协议。7.3 数据集中器的延迟时间数据集中器转发实时传送的动态数据的延迟时间不大于10ms。7.4数据集中器转发动态数据的要求数据集中器应按时间顺序逐次、 均匀转发实时传送的动态数据, 转发的动态数据中应包含整秒时刻的数据。8 电力系统实时动态监测系统主站的功能要求8.1 主站的基本功能a) 主站应能管理和控制相量测量装置的工作状态。b) 主站应能接收、 转发、 存储和管理来自子站或其它主站的测量数据。c) 主站应能接收和转发相量测量装置的事件标识。8.2 主站的监测、 分析基本功能a) 监测电力系统的运行状态, 并以数字、 曲线或其它适当形式显示系统频率、 节点电压、 线路潮流和系统功角。应具有低频振荡的监测功能。b) 对监测的数据进行统计、 分析和输出。c) 应有较为完善的电力系统分析软件, 可利用动态数据进行离线或在线计算、 分析( 控制决策) 。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 数据存储要求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。8.4 数据库的要求主站数据库应为开放式数据库, 具备与其它系统( 如EMS、 电力系统分析程序等) 交换数据的功能( 数据交换格式宜符合IEC 61970的规定) 。8.5 软件平台主站软件平台应具有良好的开放性, 并应采用安全可靠的操作系统 ( 如UNIX、 LINUX等) 。操作系统应符合POSIX( Portable Operating System Interface 可移植操作系统接口) 标准。8.6 硬件平台主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, 主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系统的通信要求9.1 通信通道各站点之间通信通道宜采用电力调度数据网络。当系统不具备网络通信条件时, 可采用专用通信通道( 如64K/2M G.703通道等) , 通信速率不低于19.2kbps。主站之间的通道带宽应不低于2Mbps。9.2 主站与子站之间的通信规约电力系统实时动态监测系统的底层网络传输协议应采用TCP协议, 应用层协议应符合第10章的要求。9.3 子站与当地监控系统互联相量测量装置与当地厂、 站监控系统通信应符合IEC 60870-5-103标准或IEC 61850系列标准。9.4 主站与SCADA/EMS的互联电力系统实时动态监测系统与SCADA/EMS之间互联推荐采用下列方式之一: 1） 数据库接口方式, 采用ISO标准SQL语言进行数据库访问; 2） 数据文件方式, 格式可参考IEC 61970 CIM/XML( Common Information Model公共信息模型 / Extensible Markup Language可扩展的标志语言) 。3) 网络通信方式, 应用层协议宜参照第10章的要求。( 或IEC60870-6 TASE2) 9.5 主站与安全自动控制系统的互联电力系统实时动态监测系统与安全自动控制系统之间互联推荐采用下列方式之一:1) 网络通信方式, 应用层协议宜参照第10章的要求。( 或IEC60870-5) 2) 数据库接口方式, 采用ISO标准SQL语言进行数据库访问9.6 主站之间的互联9.6.1 数据通信方式主站间数据交换应采用网络方式。9.6.2 传输协议主站之间的底层网络传输协议宜采用TCP协议; 应用层协议应符合第10章的要求, 并应建立双向实时数据管道。9.6.3 互传的信息主站间应能互传动态数据, 每个主站应可同时向多个其它主站传送数据。9.6.4 传输速率主站间传输速率应能够整定, 至少应具有25、 50、 100次/秒的可选传输速率。10 电力系统同步相量测量传输信息格式10.1 规约版本本规约的版本号为2。10.2 传输的信息PMU能够和其它系统进行信息交换.PMU能够和主站交换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信。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, 是能够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46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。CRC16 用X16+X12+X5+1多项式计算, 其初始值建议为0。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( ASCII字符传送顺序