南方电网相量测量装置PMU技术规范.doc

南方电网相量测量装置PMU技术规范

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2020年4月19日
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Q/CSG110011-

中国南方电网有限责任公司企业标准

Q/CSG

中国南方电网有限责任公司 发 布

-12-10实施

-12-10发布

南方电网相量测量装置（PMU）技术规范

Specification for Synchronized Phasor Measurement Unit

目 次

1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 术语和定义 1
4 配置原则及接入量要求 2
5 装置基本功能 2
6 装置技术性能 4
7 装置运行条件 5
8 命名规范 7
附录A 8

前 言

相量测量装置和广域测量系统是电力系统安全稳定监测的重要手段。
为了规范南方电网相量测量装置的技术性能，提高南方电网相量测量装置和广域测量系统的应用水平，制定本标准。
本标准规定了南方电网相量测量装置的配置要求、基本功能、技术性能、运行条件、命名规范等方面的内容。
本标准由南方电网公司系统运行部提出、归口并负责解释。
本标准的主要起草单位：中国南方电网有限责任公司系统运行部
本标准的主要起草人：余畅、苏寅生、徐光虎、张勇、侯君。

南方电网相量测量装置（PMU）技术规范
1　 范围
1.1　 本规范规定了南方电网区域内的电力系统同步相量测量装置（以下简称相量测量装置）的配置要求、基本功能、技术性能、运行条件、命名规范。
1.2　 本规范适用于南方电网。南方电网各级基建部门、工程建设单位、设备运行维护单位应遵守本规范。
2　 规范性引用文件
下列文件中的条款经过本规定的引用而成为本标准的条款。凡是注明日期的引用文件，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标准，凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
IEEE C37.118- 《电力系统同步相量标准》
ANSI/IEEE C37.111- 《电力系统暂态数据交换通用格式》
GB/T 2887- 《电子计算机场地通用规范》
GB/T 9361-1998 《计算站厂地安全要求》
GB/T 15153.1-1998 《远动设备及系统》第2部分：工作条件 第1篇：电源和电磁兼容性
GB/T 15153.2- 《远动设备及系统》第2部分：工作条件 第2篇：环境条件（气候、机械和其它非电影响因素）
GB/T 17626.2- 《电磁兼容》试验和测量技术 静电放电抗扰动试验
GB/T 17626.3- 《电磁兼容》试验和测量技术 射频电磁场辐射抗扰动试验
GB/T 17626.4-1998 《电磁兼容》试验和测量技术 电快速瞬变脉冲群抗扰动试验
GB/T 17626.5-1999 《电磁兼容》试验和测量技术 浪涌（冲击）抗扰动试验
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动试验
GB/T 17626.8- 《电磁兼容》试验和测量技术 工频磁场抗扰动试验
GB/T 17626.12-1998 《电磁兼容》试验和测量技术 振荡波抗扰动试验
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/T 14537-1993 《量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验》
GB/T 3047.4-1986 《高度进制为44.45mm的插箱、插件的基本尺寸系列》
GB 4208- 《外壳防护等级（IP代码）》
GB 14598.27- 《量度继电器和保护装置第27部分：产品安全要求》
3　 术语和定义
3.1　 相量 phasor
正弦量的复数表示形式。相量的模代表正弦量的有效值，相量的幅角代表正弦量的相角。
3.2　 同步相量 synchrophasor
对信号以协调世界时或世界标准时间（UTC）为基准进行同步采样并转换而得的相量称为同步相量。电网同步相量之间的相位关系反映了电网相应交流电气量的实际相位关系。
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　 广域测量系统 wide area measurement system(WAMS)
以同步相量测量技术为基础，以电力系统动态过程监测、分析为目标的实时监测系统。WAMS系统包括主站部分和子站部分，PMU装置是WAMS系统的子站设备。
3.5　 相量数据集中器 phasor data concentrator（PDC）
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。
3.6　 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。
3.7　 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。
3.8　 发电机内电势 generator internal electromotive force
旋转的同步发电机转子磁场在定子绕组内感应出的电动势。
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 dynamic 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、模拟量、频率、开关量等。
3.11　 暂态数据记录 transient data record
子站相量测量装置按照标准格式记录的通道采样值。
4　 配置原则及接入量要求
4.1　 配置要求
4.1.1　 PMU的布点配置应满足电网稳定监视、分析、预警和决策的要求。
4.1.2　 单机容量300MW及以上的电厂、总装机容量500MW及以上的电厂应配置PMU装置。
4.1.3　 南方电网直流换流站、500kV变电站应配置PMU装置。
4.1.4　 地区小水电容量超过200MW的220kV变电站应配置PMU装置。
4.1.5　 其它稳定问题突出的发电厂和变电站，也应配置PMU装置。
4.2　 接入量要求
4.2.1　 装置的交流电流回路应接入测量CT回路。
4.2.2　 500kV变电站的PMU装置应同时接入站内所有500kV侧和200kV侧间隔的电压、电流量，并接入必要的开关量。
4.2.3　 直流换流站的PMU装置应同时接入站内所有交流出线、换流变压器交流侧电压、电流量，并接入必要的开关量。
4.2.4　 220kV变电站的PMU装置应同时接入站内所有220kV侧主变和线路的电压、电流量，并接入必要的开关量。220kV变电站的110kV出线，110kV若所联系的110kV以下电网有较多电源或可能存在稳定问题，则也应将其电压、电流量接入PMU装置。
4.2.5　 发电厂的PMU装置应接入送出线路的电压、电流量和发电机内电势、功角、定子电压、定子电流、励磁电压、励磁电流、转速信号、一次调频指令信号，并接入PSS状态等开关量。新建的PMU装置，火电厂应接入调节级压力信号和阀门开度信号，水电厂应接入导叶开度信号。
5　 装置基本功能
5.1　 基本要求
装置应同时具有时钟同步、实时监测、实时通信、动态数据记录、暂态录波功能，且各功能不能相互影响和干扰。
5.2　 时钟同步
装置应具备以下方式之一的对时功能，且具备守时功能。
5.2.1　 经过发电厂或变电站内的时间同步系统时钟提供的基准信号进行对时。
5.2.2　 经过装置自带的卫星时钟进行对时。
5.2.3　 当出现闰秒时，同步相量测量装置宜摒弃正闰秒发生时刻的数据，并满如下要求：
（1）在闰秒发生后5s内将时标调整为与协调世界时一致；
（2）在闰秒发生后5s，同步相量测量、动态数据记录和实时通信等功能应恢复正常。
5.3　 实时监测
5.3.1　 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（每台发电机和每条线路都应至少测量一个频率）和开关量信号。
5.3.2　 装置安装在发电厂时应同时具有经过发电机键相脉冲信号或转速脉冲信号直接测量和计算法进行发电机内电势测量的功能；新建电厂应具备将这些信号接入相量测量装置的条件：
（1）发电机的励磁电压、励磁电流；
（2）励磁机励磁电压、励磁机励磁电流；
（3）转速脉冲；
（4）机组调节级压力；
（5）协调控制系统中一次调频修正前负荷指令信号；
（6）协调控制系统中一次调频修正后负荷指令信号；
（7）一次调频动作信号；
（8）AVR（励磁调节器）状态，状态1为自动，状态0为手动；
（9）PSS（电力系统稳定器）状态，状态1为投入，状态0为退出。
5.3.3　 应能同步测量安装点的发电机出力和线路潮流。
5.4　 装置通信
5.4.1　 应能向主站上传子站配置信息，并根据主站下发的配置信息将所需的动态数据实时传送到主站。
5.4.2　 在与主站建立通信的过程中，子站作为服务端，主站作为客户端，由主站发起通信连接。
5.4.3　 装置应能和多个相关主站通信，具备一发多收的通信功能。
5.4.4　 装置使用调度数据网通道与主站通信时，管理通道和数据通道承载的实时数据使用调度数据网实时VPN传输，文件通道承载离线数据使用调度数据网非实时VPN传输。
5.5　 动态数据记录
5.5.1　 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、模拟量、频率及开关状态信号；安装在发电厂时应连续记录发电机内电势和发电机功角。
5.5.2　 记录的数据采用自动循环覆盖的方式，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。
5.6　 暂态数据记录
当主站联网触发时或电力系统发生下列事件时装置应能启动暂态录波，并建立事件标识。
5.6.1　 频率越限。
5.6.2　 频率变化率越限。
5.6.3　 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。
5.6.4　 幅值越下限，包括正序电压、相电压越下限等。
5.6.5　 功率振荡。
5.6.6　 发电机功角越限。
5.7　 人机接口
经过人机接口，对装置进行实时数据监视、数据文件分析、参数配置、定值整定，并能够监视装置的运行状态等信息。
5.8　 其它功能
5.8.1　 自检功能：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。
5.8.2　 隔离措施：装置的所有引出端子不允许同装置的CPU及A/D工作电源系统有电气联系。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。
5.8.3　 自恢复功能：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。
5.8.4　 告警功能：TV/TA断线、直流电源消失、装置故障、通信异常、时钟同步信号异常时，相量测量装置应发出告警信号，并能够以硬接点或软报文方式上送变电站自动化监控系统，以便现场运行人员及时检查、排除故障；TV/TA断线、直流电源消失、装置故障告警信号在失去外部电源的情况下不能丢失。
5.8.5　 装置应具备远程配置及程序升级功能。
5.8.6　 装置安装在发电厂时，当经过发电机键相脉冲信号或转速脉冲信号直接测量发电机功角时应具备自动捕捉、显示、修改发电机初始相角功能。
6　 装置技术性能
6.1　 时钟同步
6.1.1　 装置时钟同步误差应不大于±1µs。
6.1.2　 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60min以内装置的相角测量误差不大于1°（对应于55µs）。
6.1.3　 装置内部任何相位延迟必须被校正。
6.2　 实时数据
6.2.1　 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。
6.2.2　 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50ms。
6.2.3　 实时传送速率：装置动态数据的实时传送速率能够整定，至少具有25次/s、50次/s、100次/s的可选速率。
6.3　 装置通信
装置应具有不少于三个网络接口，支持接入2M专线通道（接入MSTP口或经路由设备接入E1口），支持接入调度数据网。
6.4　 动态数据记录
6.4.1　 记录速率。装置动态数据的最高记录速率应不低于100次/s，并具有多种可选记录速率。
6.4.2　 保存时间。装置动态数据的保存时间应不少于14天。
6.5　 暂态数据记录
暂态数据记录是装置按照其采样间隔记录采集的通道瞬时值，装置的采样速率应不低于4800点/s，暂态数据记录应符合ANSI/IEEE C37.111的要求，要求不变频、不分段。
6.6　 人机接口
6.6.1　 装置应在当地显示直观明了的运行和故障信息，当地显示应使用中文。
6.6.2　 装置应提供必要的功能软件，如定值整定软件、动态数据分析软件、暂态录波数据分析软件。
6.7　 准确度要求
6.7.1　 基波电压、电流相量测量准确度
6.7.1.1　 在额定频率时基波电压、电流相量幅值测量误差极限为0.2%，幅值测量误差的计算公式为

6.7.1.2　 在额定频率时基波电压、电流相量相角测量误差应满足表1及表2的规定。
表1 基波电压相量相角测量的误差要求
输入电压
0.1Un≦U＜0.5Un
0.5Un≦U＜1.2Un
1.2Un≦U＜2Un
相角测量误差极限
0.5°
0.2°
0.5°
表2 基波电流相量相角测量的误差要求（测量TA）
输入电流
0.1In≦I＜0.2In
0.2In≦I＜1.2In
相角测量误差极限
1°
0.5°

6.7.1.3　 发电机功角测量误差：在额定频率下不大于1°。
6.7.1.4　 基波频率影响：基波频率偏离额定值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%，角度测量误差改变量不大于0.5°；基波频率偏离额定值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%，角度测量误差改变量不大于1°。
6.7.1.5　 谐波影响：叠加20%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6.7.1.1，角度误差改变量不大于0.5°。
6.7.2　 直流模拟量通道幅值准确度测试

6.7.2.1　 测量范围：4mA～20mA或0～20mA。
6.7.2.2　 测量误差：不大于0.5%。
6.7.3　 频率准确度测试
表3 频率测量的误差要求
输入信号频率
25<f<45
45≦f≦55
55<f<75
频率测量误差极限
0.1Hz
0.002Hz
0.1Hz
6.7.4　 测量带宽
6.7.4.1　 通带带宽：在45Hz～55Hz，装置衰减应不大于3dB。
6.7.4.2　 阻带带宽：在0Hz～25Hz和75Hz以上，装置衰减应不小于40dB。
6.7.5　 功率准确度测试
6.7.5.1　 功率测量误差的计算公式为

6.7.5.2　 在49Hz～51Hz频率范围内，有功功率和无功功率的测量误差极限为0.5%。
6.7.6　 时间准确度测试
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±1µs。
7　 装置运行条件
7.1　 正常工作大气条件
7.1.1　 环境温度：－5℃～＋45℃；
7.1.2　 相对湿度：5％～95％（在装置内部既无凝露，也不应结冰）；
7.1.3　 大气压力：70kPa～106kPa。
7.2　 试验的标准大气条件
7.2.1　 环境温度：＋15℃～＋35℃；
7.2.2　 相对湿度：45％～75％；
7.2.3　 大气压力：86kPa～106kPa。
7.3　 储存、运输极限环境温度
装置的储存、运输及安装的极限环境温度为－25℃～＋70℃。
7.4　 周围环境
装置的使用地点应无爆炸危险、无腐蚀性气体及导电尘埃、无严重霉菌、不允许有超过发电厂、变电站正常运行范围内可能遇到的电磁场存在。有防御雨、雪、风、沙、尘埃及防静电措施。场地应符合GB/T 9361－1988中B类的规定。接地电阻应符合GB/T 2887- 中4.4的要求。
7.5　 电源
7.5.1　 交流电源
7.5.1.1　 额定电压：单相220V，允许偏差－20％～＋15％；
7.5.1.2　 频率：50Hz，允许偏差±0.5Hz；
7.5.1.3　 波形：正弦，波形畸变不大于5％。
7.5.2　 直流电源
7.5.2.1　 额定电压：220V、110V；
7.5.2.2　 允许偏差：－20％～＋15％；
7.5.2.3　 纹波系数：不大于5％。
7.6　 主要技术参数
7.6.1　 额定参数
7.6.1.1　 交流电压：100/V或100V；
7.6.1.2　 交流电流：5A或1A；
7.6.1.3　 直流电压：由提供信号的装置的标准规定；
7.6.1.4　 直流电流：4mA～20mA或0～20mA；
7.6.1.5　 频率：50Hz。
7.6.2　 功率消耗
7.6.2.1　 交流电压回路：当额定电压时，每相不大于0.5VA；
7.6.2.2　 交流电流回路：当额定电流时，每相不大于0.75VA；
7.6.2.3　 直流电压回路：由提供信号的装置的标准规定；
7.6.2.4　 直流电流回路：由提供信号的装置的标准规定。
7.6.3　 过载能力
7.6.3.1　 交流电压回路：1.2倍额定电压，连续工作； 2倍额定电压,允许1s；
7.6.3.2　 交流电流回路：1.2倍额定电流，连续工作； 20倍额定电流,允许1s；
7.6.3.3　 直流电流回路：由提供信号的装置的标准规定。
7.7　 绝缘耐压性能
装置的绝缘性能满足GB/T 15153.1-1998第6章的要求。
7.8　 耐湿热性能
装置的耐湿热性能满足GB/T 15153.2- 表1规定的C1级别要求。
7.9　 高低温性能
装置的高低温性能满足GB/T 15153.2- 表1规定的C1级别要求。
7.10　 电磁兼容性能
7.10.1　 静电放电试验
装置应能承受GB/T 17626.2- 第5章规定的严酷等级为3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第9章规定的要求。
7.10.2　 射频电磁场辐射抗扰度试验
装置应能承受GB/T 17626.3- 第5章规定的严酷等级为3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第9章规定的要求。
7.10.3　 快速瞬变干扰试验
装置应能承受GB/T 17626.4-1998第5章规定的严酷等级为3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第9章规定的要求。
7.10.4　 浪涌抗扰度试验
装置应能承受GB/T 17626.5-1999第5章规定的试验等级为3级的浪涌（冲击）抗扰度试验，在试验期间和试验后装置的性能应符合该标准第9章规定的要求。
7.10.5　 射频场感应的传导骚扰抗扰度试验
装置应能承受GB/T 17626.6-1998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，在试验期间和试验后装置的性能应符合该标准第9章规定的要求。
7.10.6　 工频场抗扰度试验
装置应能承受GB/T 17626.8- 第5章规定的试验等级为5级的工频场抗扰度试验，在试验期间和试验后装置的性能应符合该标准第9章规定的要求。
7.10.7　 振荡波抗扰度试验
装置应能承受GB/T 17626.12-1998规定的严酷等级为III级的1MHz和100kHz的脉冲群干扰试验。
7.11　 机械性能
7.11.1　 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2级的振动响应试验，在试验期间和试验后装置的性能应符合该标准中5.1规定的要求。
7.11.2　 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，在试验期间和试验后装置的性能应符合该标准中5.2规定的要求。
7.11.3　 冲击响应试验
装置应能承受GB/T 14537-1993中4.2.1规定的严酷等级为2级的冲击响应试验，在试验期间和试验后装置的性能应符合该标准中5.1规定的要求。
7.11.4　 冲击耐受试验
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，在试验期间和试验后装置的性能应符合该标准中5.2规定的要求。
7.12　 电源影响
7.12.1　 交流电源影响
在试验的标准大气条件下，改变7.6.1中规定参数为选定的极限条件（其余为额定值），装置应能可靠工作，性能及参数符合本规范第6部分的规定。
7.12.2　 直流电源影响
在试验的标准大气条件下，直流电源在7.6.2中规定范围内变化时，装置应能可靠工作，性能及参数符合本规范第6章的规定。
在瞬时连接或瞬时断开直流电源，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。
7.13　 连续通电
7.13.1　 装置在完成调试后应进行连续通电试验。
7.13.2　 连续通电试验的被试装置只施加交流电源和直流电源，必要时可施加其它激励量进行功能检验。
7.13.3　 连续通电试验时间不少于100h（室温）或72h（＋40ºC）。
7.13.4　 在连续通电试验过程中，装置应工作正常，信号指示正常，不应有元器件损坏或其它异常情况出现。
7.14　 结构、外观及安全设计
7.14.1　 机箱、插件的尺寸
应遵照GB/T 3047.4的规定。
7.14.2　 外壳防护
外壳防护等级应符合GB 4208- 中规定的外壳防护等级IP20的要求（户外使用的装置应符合GB 4208- 中规定的外壳防护等级IP54的要求）。
7.14.3　 电气间隙和爬电距离
电气间隙和爬电距离的最小值应遵照GB 14598.27- 的规定。
7.14.4　 着火危险防护
应遵照GB 14598.27- 的规定。
7.14.5　 安全标志
应遵照GB 14598.27- 的规定。
7.15　 防雷与接地
7.15.1　 各装置内部应有完善的抗干扰和防止过电压的保护措施，保证在雷电及其它干扰入侵时，最大程度保证设备安全。
7.15.2　 电源和通道应有防雷及防止过电压的保护措施。
7.15.3　 所有屏柜柜体、打印机外设等设备的金属壳体应可靠接地。
7.15.4　 屏柜内的二次设备应有接地端子，并用截面不小于4mm2的多股铜线与本屏柜接地铜排相连。
7.15.5　 装置的信号接地不应与安全保护接地和交流接地混接。
7.15.6　 向装置供电的交流电源应有中性线（零线）回路，中性线应在电源处与接地网相连。
8　 命名规范
装置和数据通道的命名应符合附录A的命名规范。

附录A
相量测量装置数据命名规则
A.1 适用范围
本规则适用于南方电网相量测量装置（PMU）传输数据的信息对象的命名。
A.2 站名代码命名规则
PMU配置帧中站名代码字段STN的命名规则见表A.1。
表A.1及以下命名规则表中的字段长度均指字段的字节数。
表A.1 PMU配置帧站名代码的命名规则
字段
长度
说 明
STN
16
由16个 字节的ASCII码组成
站名代码STN应以厂站的汉字实名表示，总长不超过16个字节，即8个汉字。例如，贵州盘南电厂。
A.3 标识符的命名规则
标识符IDCODE由“省份名称”、“厂站名称及类型”、“站内设备编号”3个字段组成。各字段之间不加分隔标志，命名规则见表A.2。
表A.2 标识符字段的命名规则
分字段
长度（字节）
说明
省份名称
3
省份名称每个字的拼音头字母
厂站名称
4
厂站名称每个字的拼音头字母
厂站类型
电厂——无，变电站——b，开关站——k，换流站——h
站内PMU编号
1
用从1开始的有序阿拉伯数字表示站内PMU装置的编号

“省份名称”长度不满3个字节的，在左侧用“0”将之补齐，如表A3。省份名称以厂站的地理位置为准，不按资产范围。
表A.3 省份名称缩写表
广东
广西
贵州
云南
海南
0GD
0GX
0GZ
0YN
0HN

“厂站名称”和“厂站类型”的总长不满4个字节的，在左侧用“0”将之补齐。
上述四部分合成时，内容连续，没有分割标志。
如果“厂站名称”的拼音缩写相同，则能够在拼音头字母后补上韵母加以区别；对于声母和韵母都相同的情况，能够采用其它的变通方法。
拼音的头字母均使用大写，后补韵母时采用小写。
例：罗洞变电站与柳东变电站的拼音头字母均为“LD”，为加以区分，定义“罗洞变电站”的名称为“0LDb”，“柳东变电站”为“LiDb”；
标识符IDCODE的命名示例见表A.4。
表A.4 标识符IDCODE的命名示例
序号
厂站实名
省份名称
补零后的省份名称
补零后的厂站名称及类型
站名代码
1
贵州盘南电厂
GZ
0GZ
00PN
0GZ00PN1
2
云南罗平变电站
YN
0YN
0LPb
0YN0LCb1
3
广东穗东换流站
GD
0GD
0SDh
0GD0SDh1

A.4 信息对象名的命名规则
PMU配置帧中的信息对象有相量、模拟量、开关量3种。这3种信息对象的名称均以16个字节的ASCII码表示。
本规则规定相量和模拟量信息对象名由“厂站名称”、“厂站类型”、“设备名称”、“数据类型”四部分组合而成。开关量信息对象名由“厂站名称”、“厂站类型”、“开关量名称”三部分组合而成。
表A.5 相量、模拟量的信息对象命名规则
分字段
长度（字节）
说明
厂站名称
4
厂站名称每个字的拼音头字母
厂站类型
电厂——无，变电站——b，开关站——k，换流站——h
“-”
1
分割标志（英文中划线）
设备名称
7
具体定义见A.4.1
“-”
1
分割标志（英文中划线）
数据类型
3
具体定义见A.4.2

“厂站名称”、“厂站类型”：定义方式和本规则A.3部分“IDCODE命名规则”中的要求相同。
“厂站名称”和“厂站类型”的总长不满4个字节的，在左侧用“0”将之补齐。
“设备名称”长度不满7个字节的，在左侧用“0”将之补齐。
上述几部分合成时，“厂站类型”和“设备名称”间、“设备名称”和“数据类型”间用“-”作为分割标志（英文中划线），其余内容连续，没有分割标志。
例：广东罗洞变梧罗I线A相电压相量“0LDb-梧罗1线-U1A”

表A.6 开关量的信息对象命名规则
分字段
长度（字节）
说明
厂站名称
4
厂站名称每个字的拼音头字母
厂站类型
电厂——无，变电站——b，开关站——k，换流站——h
“-”
1
分割标志（英文中划线）
开关量名称
11
用汉字加序号的方式定义，确保长度不超出11个字节即可

“厂站名称”和“厂站类型”的总长不满4个字节的，在左侧用“0”将之补齐。
“开关量名称”长度不满11个字节的，在左侧用“0”将之补齐。
上述几部分合成时，“厂站类型”和“开关量名称”间用“-” 作为分割标志（英文中划线），其余内容连续，没有分割标志。
A.4.1 设备名称的命名规则
设备名称的长度为7个字节，其中每个汉字为2个字节，命名规则见表A.7。
表A.7 设备名称的命名规则
设备类型
命名方法（最长7个字节，每个汉字为2个字节）
线路
以线路的调度命名为基础
1、若线路调度命名为三个汉字，则在线路调度命名左侧补“0”
2、若线路调度命名为四个汉字，对于线路编号，用“1”、“2”等字符代替“一”、“二”，“I”、“II”等字符，用“J”“Y”等字符代替“甲”、“乙”等字符。例如：
例1：天平1线——天平1线
例2：砚西甲线——砚西J线
3、若线路调度命名大于四个汉字，则用线路两端厂站名的汉字缩写 ＋ 线路编号 ＋ 汉字“线”，例如：
例：曲靖罗平I回线——曲罗1线
变压器
“#” ＋ 变压器编号 ＋ “变” ＋ 电压等级
例1：1号变压器500kV侧——#1变500
例2：3号变压器220kV侧——#3变220
母线
母线编号 ＋ “母” ＋ 电压等级
（母线分段“甲”、“乙”用拼音缩写“J”“Y”表示）
例1：220kV母线4甲段——4J母220
例2：220kV母线4a段——4a母220
例3：500kV母线1段——01母500
发电机
“#” ＋ 发电机编号 ＋ “机”
例：1号发电机——#1机
电容器
“容”＋ 电容器编号
例：电容器312——00容312
电抗器
“抗”＋ 电抗器编号
例：电抗器314——00抗314
换流变
“极” ＋ 极性编号 ＋ “换”
例：极1换流变——00极1换

PMU设备默认接入测量CT回路，接入保护CT回路时，在设备名称的最后附加字母“b”，如果原设备名称的代码已经达到7个字节，则将最后一个字节自动替换为字母“b”。
A.4.2 数据类型的命名规则
A.4.2.1 相量数据的命名规则
数据类型中相量数据的命名规则见表A.8。
表A.8 相量数据的命名规则
数据名称
数据类型
子站单位
主站换算比例
主站单位
备注
UxV
相电压相量
—
—
—

UxA
相电压幅值
V
0.001
kV

UxP
相电压角度（弧度）
弧度
1
弧度

IxV
相电流相量
—
—
—

IxA
相电流幅值
A
1
A

IxP
相电流角度（弧度）
弧度
1
弧度

EEV
电气法内电势相量
—
—
—

EEA
电气法内电势幅值
V
0.001
kV

EEP
电气法内电势角度（弧度）
弧度
1
弧度

DEV
电气法功角相量
—
—
—

DEA
—
—
—
—

DEP
电气法功角（弧度）
弧度
1
弧度

EMV
机械法内电势相量
—
—
—

EMA
机械法内电势幅值
V
0.001
kV

EMP
机械法内电势角度（弧度）
弧度
1
弧度

DMV
机械法功角相量
—
—
—

DMA
—
—
—
—

DMP
机械法功角（弧度）
弧度
1
弧度

注1： 表中电压相量和电流相量的数据名称中“x”的数值如下：零序相量为 0，正序相量为1，负序相量为2，A相相量为A，B相相量为B，C相相量为C。
注2： 功角相量实际上是标量，不是相量，仅由于历史原因被称为相量，其幅值没有意义。
相量信息对象命名示例见表A.9。
表A.9 相量信息对象命名示例
相量名称
补零后的厂站名称和类型
补零后的设备名称
数据类型
信息对象名
盘南电厂#2机电气法内电势相量
00PN
0002#机
EEV
00PN-000#2机-EEV
罗洞变电站500kV1母线B相电压相量
0LDb
01母500
UBV
0LDb-01母500-UBV
玉林变电站玉茂二线A相电流相量
0YLb
玉茂2线
IAV
0YLb-玉茂2线-IAV
肇庆换流站极1换流变零序电流
0ZQh
00极1换
I0V
0ZQh-00极1换-I0V

A.4.2.2 模拟量数据的命名规则
数据类型中模拟量数据的命名规则见表A.10。
表A.10 模拟量数据的命名规则
数据名称
数据类型
子站单位
主站换算比例
主站单位
备注
00P
有功功率
MW
1
MW

00Q
无功功率
MVar
1
MVar

0DF
频率
Hz
1
Hz

DFT
频率变化率
Hz/s
1
Hz/s

AGC
AGC辅助量
MW
1
MW

OMG
转速1
Rpm
1
rpm
以键相脉冲测量
SPR
转速2
Rpm
1
rpm
以转速脉冲或转换为4 ～ 20 mA的转速脉冲信号测量
VAL
汽门开度
%
1
%

EFZ
励磁电压
V
1
V

IFZ
励磁电流
A
1
A

EFM
励磁机励磁电压
V
1
V

IFM
励磁机励磁电流
A
1
A

ATC
机组调节级压力
MPa
1
MPa

BFT
一次调频修正前的负荷命令
MW
1
MW

AFT
一次调频修正后的负荷命令
MW
1
MW

GAN
功角
弧度
1
弧度
以4 ～ 20 mA的电流信号测量
模拟量信息对象命名示例见表A.11.
表A.11 模拟量信息对象命名示例
模拟量名称
补零后的厂站名称和类型
补零后的设备名称
数据类型
信息对象名
汕头变电站汕云乙线有功功率
0STb
00汕云Y
OOP
0STb-汕云Y线-OOP
墨江变电站#3主变500kV侧频率变化率
0MJb
#3变500
DFT
0MJb-#3变500-DFT
龙滩电厂#1机发电机转速
00LT
000#1机
OMG
00LT-000#1机-OMG

A.4.3 开关量信息对象名的命名规则
开关量信息对象名由“厂站名称及类型”与“开关量名称”2个字段组成，之间用“-”作为分割标志。
开关量名称用汉字加数字编号的方式表示，长度为11个字节。如不满11个字节，在左侧用“0”补齐。如超过11个字节，适当地经过压缩表示为11个字节。
开关量名称与信息对象名的示例见表A.12。
表A.12 开关量名称与信息对象名示例
开关量的名称
补零后的厂站名称和类型
补零后的开关量名称
信息对象名
罗洞变电站断路器开关5011
0LDb
000开关5011
0LDb-000开关5011
盘南电厂1#机AVR
00PN
00001#机AVR
00PN-00001#机AVR
盘南电厂1#机PSS
00PN
00001#机PSS
00PN-00001#机PSS
盘南电厂1#机一次调频动作信号
00PN
00001#机MFT
00PN-00001#机MFT

A.5 历史文件的命名规则
RT-0000XW0- 04192333-00100.dyn
历史文件名依次由“文件属性”、“站名代