CN101900777B - 电力系统监测方法及其装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种电力系统监测方法，位于电网中的传感器实时获取电力系统的运行状态信号；数据采集单元以卫星同步时钟的秒脉冲信号作为采样基准信号对所述的运行状态信号进行采样，并把采集到的数据通过光纤通讯接口电路输出到数据应用层的功能应用单元；所述的功能应用单元对采集到的数据进行分析处理，并把处理的结果发送给监控主站。本发明把相量监测、故障录波和行波测距等功能有机集成到一个监测装置中，同时硬件平台的选取上兼顾其未来在实现IEC61850通讯协议体系时的扩展性需求，实现对电力系统运行状态全过程监测，一个设备实现了原来三套设备才能实现的功能，减少了二次接线，大大降低了维护成本和资产投入。

Description

电力系统监测方法及其装置

技术领域

本发明属于电力系统监测技术，具体地说是涉及一种将多种监测功能集成到一个装置上的监测方法，并涉及采用该方法所涉及的装置。

背景技术

随着全国同步互联电网初步形成，面对规模如此庞大的交流弱联系和交直流混合大电网，电网动态特性日趋复杂、电网的故障定位、故障分析监测、动态特性分析变得更为重要；随着计算机技术、通信技术和数学工具的迅速发展，电力系统监测技术也取得了长足的进步，为电力系统的实时稳定监测与控制提供了强有力的手段。大量的电力系统相量测量装置、故障录波装置、行波测距装置在电力系统生产一线得到了应用。

电力系统相量测量装置PMU主要用于测量电压及电流的相量等数据，并传送到主站，以供实时监测、保护和控制等使用。基于PMU的广域测量技术成为目前电力系统动态监控领域的基石。电力系统广域测量技术的发展，使得电网运行人员可以随时迅速得到电网各重要节点的电压和相角的精确信息，实现对电力系统的在线安全评估和广域控制，从而可以对异常情况及时采取防护性和校正性措施，使故障扰动的影响最小化。电力系统广域测量技术，对于电力系统的静态、动态分析和运行控制、电力系统继电保护、电力电子装备控制、能量管理系统EMS等，都有很好的应用前景。

故障录波器是电力系统发生故障及振荡时能自动记录的一种装置，它可以记录因短路故障、系统振荡、频率崩溃、电压崩溃等大扰动引起的系统电流、电压及其导出量，如有功、无功及系统频率的全过程变化现象。主要用于检测继电保护与安全自动装置的动作行为，分析事故形成原因及发展过程，了解系统暂态过程中系统各电参量的变化规律，校核电力系统计算程序及模型参数的正确性。多年来，故障录波已成为分析系统故障的重要依据。故障录波装置也成为电力系统建设的标准配置。

故障测距装置采用小波变换技术和高速采样技术，通过线路两端的实测电流、电压及线路阻抗参数来计算出故障点的精确位置的装置。该装置在线路上发生故障时能迅速的测量判断发生故障的位置，减少线路巡查的工作量，为现场工作人员尽快消除故障缺陷，迅速恢复系统供电，减少因停电造成的综合经济损失提供强有力的帮助，从而节约大量的人力、物力。

这些设备目前都已在电力系统中获得了广泛的应用，但是，这些设备都存在功能单一的特点。如图1所示，电网中的各个传感器获取运行状态信号后，均需要分别发送给三个监控装置。在实际中，故障录波装置除故障录波功能外，一般都具备故障测距功能，但由于原理的缺陷其测距误差范围在3％以内，而新型的电力系统故障测距装置则能达到误差小于500米的指标。相量测量装置一般具备暂态录波功能，但目前的通讯协议并未对暂态录波数据的传输协议做出明确的规定，相量测量装置也未为故障录波提供实用性的功能，如数据分析、管理、故障信息汇总等。同时由于每个装置都要单独组屏，接线，这不但造成了大量重复的硬件投资，也造成现场二次接线的复杂程度。实际上，上述装置都属于典型的电力系统监测设备，其在设计实现上有很多的相似或者相同之处，在硬件结构上都是需要对现场的线路二次PT、CT数据进行高速采集，在功能实现是也都是采用相似的设计层次结构。基于这些设备的大量使用以及其在设计实现上的许多相似相同之处，有必要研制新一代的多功能电力系统分布式监测装置。该装置集成PMU，故障录波装置和故障测距装置的功能，实现对变电站、电厂的分布式监测。

发明内容

本发明的目的是提供一种能同时进行故障录波、行波测距和相量测量的电力系统监测方法及其装置。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：

本发明中的电力系统监测方法是指：位于电网中的传感器实时获取电力系统的运行状态信号；数据采集单元以卫星同步时钟的秒脉冲信号作为采样基准信号对所述的运行状态信号进行采样，并把采集到的数据通过光纤通讯接口电路输出到数据应用层的功能应用单元；所述的功能应用单元对采集到的数据进行分析处理，并把处理的结果发送给监控主站。

上述数据应用层包括相量监测功能应用单元、故障录波功能应用单元和行波测距功能应用单元中的至少两个。

上述的故障录波功能应用单元包括DSPS、DSPB两个处理器和一个ARM处理器；其中，DSPS处理器对录波数据进行存储，DSPB处理器接收数据采集单元发送来的原始测量数据并进行故障录波的触发判断，当条件满足时，向ARM处理器产生触发录波中断；ARM处理器接收DSPB处理器的触发录波信息后，根据触发时间信息找到录波数据并形成录波文件，然后将所述的录波文件发送给监控主站。

上述的相量监测功能应用单元以DMA方式与数据采集单元进行通讯，数据采集单元每采样一个周波，相量监测功能应用单元完成一次相量计算。

更具体地说，相量监测功能应用单元采用最小二乘法对角度误差和幅值误差进行修正。

上述的卫星同步时钟为GPS卫星时钟源，且数据采集单元内置GPS模块，GPS模块接收GPS信号并解码产生1PPS秒脉冲信号，数据采集单元利用所述的1PPS秒脉冲信号进行同步对时；同时实时测量采样时钟源的频率，并将该频率作为下一秒的采样时钟源进行分频。

上述的数据采样单元对获取的采样数据进行时间标签标定后，发送给数据应用层的功能应用单元。

本发明中的电力系统监控装置包括：

数据采集单元，它包括模拟量数据采集模块、开关量数据采集模块、卫星同步模块和光纤数据通讯接口电路，其中，卫星同步模块与模拟量数据采集模块和开关量数据采集模块相连接，模拟量数据采集模块和开关量数据采集模块的输出端与光纤数据通讯接口电路相连接；

至少两个数据应用层的功能应用单元，其与数据采集单元相连接，从数据采集单元中获取采样数据，分别进行分析处理，并把处理的结果均发送至监控主站；

监控主站，其分别与数据采集单元和数据应用层的功能应用单元相连接，它对从功能应用单元获取的处理结果进行实时显示，并对数据采集单元和功能应用单元进行参数配置。

其中，数据采集单元中设有主机插件板，所述的模拟量数据采集模块和开关量数据采集模块均以插件板的形式与主机插件板相连接。

上述的数据应用层包括相量监测功能应用单元、故障录波功能应用单元和行波测距功能应用单元中的至少两个。

上述的故障录波功能应用单元包括DSPS、DSPB两个处理器和一个ARM处理器，ARM处理器分别与DSPS处理器和DSPB处理器相连接。

采用上述技术方案的本发明，把目前广泛使用的相量监测、故障录波和行波测距等功能有机集成到一个监测装置中，利用高速同步数据采集技术、变频采样技术、实时网络通信技术、光CT/PT的接口技术、多CPU协调工作技术，同时硬件平台的选取上兼顾其未来在实现IEC61850通讯协议体系时的扩展性需求，实现对电力系统运行状态全过程监测，一个设备实现了原来三套设备才能实现的功能，减少了二次接线，大大降低了维护成本和资产投入。

在硬件平台方面，高速同步数据采集技术提供带时标的数据流，通过1G的光纤高速输出到各应用单元，满足行波测距、故障录波和相量测量的需求。变频采样解决了高速采样与有限缓冲区间的矛盾。实时网络通信确保了功能应用单元具有良好的远程通信功能。多处理器协调技术充分发挥各处理器的特点，各个处理器之间分工协作，是整个一体化监测硬件平台能够高效运转的基础。

另外，本发明经过了中国·开普实验室国家继电保护及自动化设备质量监督检验中心进行检验，其安全检验报告、电磁兼容检验报告、通信规约检验报告、动模检验报告和系统检验报告均符合国家和行业标准，其具体情况如下：

(一)相量测量PMU测试：

1、交流电压测量准确度检验：

测量范围：0.1Un～1.2Un；

当0.1Un≤U≤1.0Un，允许误差不超过±0.5％；

当1.0Un≤U≤1.2Un，允许误差不超过±0.2％；

当U＝1.2Un，允许误差不超过±0.5％。

其测试结果如表1所示，各项指标均合格：

表1

2、有功功率测量准确度检验：

电压范围：0.1Un～1.2Un；

当0.1In≤I≤0.2In，有功功率测量允许误差不超过±1.0％；

当0.2In≤I≤1.2In，有功功率测量允许误差不超过±0.5％。

其测试结果如表2所示，各项指标均合格：

表2

3、频率变化引起A相电压的改变量检验：

①频率偏离额定值3Hz时，当0.1Un≤U≤1.0Un，允许变差不超过±0.5％；当1.0Un≤U≤1.2Un，允许变差不超过±0.2％；

②频率偏离额定值1Hz时，当0.1Un≤U≤1.0Un，允许误变差不超过±0.2％；当1.0Un≤U≤1.2 Un，允许变差不超过±0.1％。

其测试结果如表3所示，各项指标均合格：

表3

(二)故障录波测试：

1、交流电压的线性范围检验：

将装置各相电压回路端子同极性并联加入测量电压，其数值及误差要求如表4所示：

输入电压(V)	测量误差≤
		3	10％
10	2.5％
		30	1％
60	0.5％
		90	1％
120	5％

表4

其测试结果如表5所示，各项指标均合格：

表5

2、录波文件管理功能检验：

对所记录的数据文件的检索及查找应具有下列方式，经检验可得出：

①按照日期及时间进行检索，即输入日期及时间范围即可自动找出相应故障文件；

②按照故障跳闸进行检索，即可自动找出有断路器动作跳闸的相应故障文件。

3、电气判据启动检验：

①相电压突变启动：相电压突变量整定值为10％Un，动作值误差应不超过整定值的±30％，其检测结果如表6所示，各项指标均合格：

表6

②正序过电压和欠电压：过电压整定值为110％Un，欠电压整定值为90％Un动作值误差应不超过整定值的±5％，其检测结果如表7所示；

③负序电压越限启动：整定值为3％Un，动作值误差应不超过整定值的±10％，其检测结果如表7所示；

④零序过电压越限启动：整定值为2％Un(Un为57.7V)，动作值误差应不超过整定值的±10％，其检测结果如表7所示；

项目	整定值(V)	动作值(V)	误差(％)
				过电压	63.47	63.50	0.05
欠电压	51.93	51.90	-0.06
				负序电压	1.73	1.74	0.56
零序电压	1.15	1.15	0.00

表7

附图说明

图1为传统技术中电力系统二次测量设备不同应用的数据码流示意图；

图2为本发明中电力系统二次测量设备不同应用的数据码流示意图；

图3为本发明的整体架构示意图；

图4为本发明中数据采集单元的硬件原理图；

图5为本发明中数据采集单元的机箱原理框图；

图6为本发明中功能应用单元的构成框图；

图7为本发明中故障录波功能应用单元的原理框图；

图8为现有技术中相量测量角度误差曲线图；

图9为现有技术中相量测量幅值误差曲线图；

图10为本发明行波测距单元仿真用的500KV电力系统；

图11为本发明行波测距单元故障点距N端20km时，N端零模反向电流行波仿真图；

图12为本发明行波测距单元故障点距N端20km时，N端线模反向电流行波仿真图；

图13为本发明行波测距单元故障点距N端20km时，N端零模反向电流行波小波变换的仿真结果；

图14为本发明行波测距单元故障点距N端20km时，N端线模反向电流行波小波变换的仿真结果；

图15为本发明行波测距单元故障点距N端70km时，N端零模反向电流行波仿真图；

图16为本发明行波测距单元故障点距N端70km时，N端线模反向电流行波仿真图；

图17为本发明行波测距单元故障点距N端70km时，N端零模反向电流行波小波变换的仿真结果；

图18为本发明行波测距单元故障点距N端70km时，N端线模反向电流行波小波变换的仿真结果。

具体实施方式

实施例1

如图2所示，本发明中的电力系统监控方法是指：利用高速同步数据采样技术、变频采样技术、实时网络通信技术、光CT/PT的接口技术、多CPU协调工作技术，将目前广泛应用的相量监测、故障录波和行波测距等功能有机地集成到一个监测装置中，减少了二次接线，大大降低了维护成本和资金投入。具体地说：

如图3、图4所示，位于电网中的传感器实时获取电力系统的运行状态信号，然后数据采集单元以GPS卫星同步时钟的秒脉冲信号作为采样基准信号，对电力系统二次测量设备的运行状态信号进行采样。上述的电网中的传感器主要是指电流/电压互感器，如果需要监测大型火力发电厂或大型变电站，还需要监测鉴相信号和发电机的转速信号等等。在上述的技术中，GPS同步技术是控制相量测量角度误差和故障录波站间同步的关键。接着，数据采集单元把采集到的数据通过1G的光纤通讯接口电路输出到数据应用层的各个功能应用单元。在本实施例中，上述的功能应用单元包括相量监测功能应用单元、故障录波功能应用单元和行波测距功能应用单元。各个功能应用单元面向应用对获得的数据分别进行分析处理，并把处理的结果发送给监控主站。监控主站完成数据采集单元的采样速率、采样通道数、通信参数的配置，同时完成各个功能应用单元的零漂校正、修正系数校正、通道参数和网络通信等参数配置，实时信息显示、故障录波暂态数据分析和阻抗测距功能。

在本实施例中，卫星同步时钟为GPS卫星时钟源，且数据采集单元内置GPS模块，GPS模块接收GPS信号并解码产生1PPS秒脉冲信号，1PPS秒脉冲的时间误差一般小于20ns。数据采集单元利用此脉冲的上升沿作为内部时钟的硬同步信号，每秒完成一次对时。另外，数据采集单元中的时间校对电路实时接收GPS天线解码的时间数据，即年月日时分秒，并将时间数据在1pps脉冲到来时刻锁存到数据采集单元内部。上述的时间校对电路为本领域普通技术人员所熟知的技术。再次，数据采集单元测量电力系统50Hz频率信号，即需要在1秒时间内计算50个周波的时间，采用GPS的1pps脉冲每秒同步一次时钟虽然可以保证整秒时刻的时间精度，但每秒50个周波的计算周期内，如果数据采集单元的时钟频率与标准时钟有偏差，将导致1秒钟内随着时间的持续误差逐步增加，1秒钟内第49个周波的时间偏差最大，所以采用了采样频率跟踪技术，对下一个1pps秒脉冲重新校准。自动跟踪技术采样滚动式频率跟踪方式，实时测量每一秒时刻采样时钟源的频率，并作为下一秒的采样时钟源进行分频，从而可以有效地解决频率滑差问题。最后，需要说明的是，采样数据的传输与处理需要一定的延时，根据系统的处理速度和数据传输方式一般延时时间在10～40ms左右。为此，在本发明中，数据采样单元对获取的采样数据进行时间标签标定后，再发送给数据应用层的功能应用单元。这样，功能应用单元接收到采样数据后无论延时时间多少，都以时间标签时刻为准，有力地保障了数据计算和存储的“0延时”。

如图5所示，在数据采集单元中，模拟量数据采集模块将电力系统二次回路CT/PT信号通过二次回路电缆引到监测装置屏上，数据采集单元利用信号隔离小互感器把电压、电流信号统一变换为小于±10V的标准信号源，经过前置放大器变换后进行A/D转换。考虑到装置的可配置性和可扩充性在设计上采用分组插件式结构设计。即数据采集板每24个模拟量一个插件，模拟量信号变换板每12个模拟量一个插件。根据变电站的容量、规模进行扩展，最大可扩充96个模拟量。

开关量的数据主要采集电力系统各种开关量的实际运行状态，以空接点方式输入，监测装置采用测量电流的方式感应开关状态。开关量输入回路经过光电隔离后接入数据采集单元的数字量输入端。本发明以32个开关量为单位扩展，最大可扩展至128个开关量。

上述的所有模拟量、开关量的采集采用GPS同步，并在每一组采样数据上标上采样时刻，即进行时间标签标定，为后续的数据计算与处理提供了实时性保障。A/D转换完成的数字量信号经过缓冲存储，由1Gb高速光纤接口电路以数据流的传送方式发送给应用单元。

相量监测功能应用单元、故障录波功能应用单元和行波测距功能应用单元对获取到的采集数据分别进行分析处理，他们三者的工作过程是并行的，具体情况如下：

如图7所示，故障录波功能应用单元为本发明中数据应用层的一个子单元，由于采用了分层、分布式结构设计，与传统故障录波器相比结构相对简化，所有录波数据通过高速数据总线获取，不再需要信号变换、A/D转换等电路。上述的故障录波功能应用单元为多处理器系统结构，两个DSP处理器分别完成数据录波功能和触发判据功能，ARM处理器完成数据存盘和数据通讯、管理功能。其中，两个DSP处理器分别为DSPS、DSPB两个处理器。在工作过程中，来自数据采集单元的带时标的采样数据分别进入DSPS和DSPB两个处理器。DSPS处理器将原始测量数据通过DMA方式传送到64MB桶型录波数据缓冲区，新数据以环形覆盖的方式更新旧数据。DSPB处理器接收原始测量数据并进行各种故障录波的触发判据计算。当满足触发条件时，向ARM处理器产生触发录波中断。ARM处理器接收DSPB处理器的触发录波信息后，根据触发时间信息在桶型缓冲区中找到录波数据，根据录波时间长度、预录时间长度等相关信息形成录波文件，并将录波文件保存至硬盘。当监控主站通过网络索取录波文件时，ARM处理器根据录波文件名从硬盘中读取相应录波文件，并通过网络利用TCP/IP协议传送给监控主站。

ARM处理器实现录波数据管理功能，主要由以下几个功能模块：

(1)实时监视模块：实时接收DSPB处理器传送的各测量通道的电气计算量值，并以每2秒刷新一次的速度将将通道实时数据传输至通讯模块，并在录波触发时将数据传输至数据存储模块。

(2)数据存储模块：当触发录波时，以文件方式存储数据监控模块所传输的数据，并根据录波时间、触发方式、录波长度形成该文件的索引信息，也以文件的方式存储该索引信息，同时索引信息将发送到通讯模块。

(3)TCP/IP通讯模块：完成装置和后台分析软件的数据通讯，传输内容包括：实时数据、心跳信号、录波文件、录波索引文件。

(4)103通信接口模块：支持故障录波模块按103协议和外部主站进行通信，支持故障录波数据的向外传送。

DSPB处理器接收原始采样数据并进行各种故障录波的触发判据计算，这一类属于内部触发判据类型如下：

1)开关量触发：支持开关量上跳沿、下跳沿、开关变位三种形式的触发，在进行开关量触发时，触发判据添加了开关量检测的去抖功能，确保开关量触发判据的准确。上述对开关量进行去抖的技术为本领域普通技术人员所熟知的技术。

2)突变量启动判据：有ΔUA、ΔUB、ΔUC、ΔUL、ΔU0、ΔIa、ΔIb、ΔIc、ΔI0等9种，可以任选6种作为启动量。电流突变量启动的判据为：

|(Ik-2)-(Ik-1)|-|(Ik-1)-Ik|≥ΔI式中Ik、Ik-1、Ik-2为相邻的三个同相点的测量值，ΔI为整定突变量。突变量启动方式实质是故障分量启动，因此是一种有效的灵敏的启动方式。其中ΔUA、ΔUB、ΔUC、ΔUL、ΔU0、ΔIa、ΔIb、ΔIc、ΔI0具体可按如下判据启动：ΔUA、ΔUB、ΔUC≥5％UN；ΔIa、ΔIb、ΔIc≥10％In；ΔUL、ΔU0≥2％UN；ΔI0≥10％In，其中UN＝57.7V，In＝5A。

3)相电压、相电流及主变中性点零序电流3 I0越限启动录波判据：在220kV及以上的大接地电流系统中，大多数为接地故障，而且主变中性点零序电流灵敏度较高。具体可按如下判据启动：

90％UN≤UA、UB、UC≤110％UN Ia、Ib、Ic≥110％In 3 I0≥10％In。

4)正序、负序、零序电压及正序、负序、零序电流均可以视为故障分量，因此可以利用这些量的变化启动录波，具体可按如下判据启动：U2≥3％UN、12≥10％In、U0≥2％UN、I0≥10％In、90％UN≤U1≤110％UN、I1≥110％In。

5)线路任意一相电流在25个周期内的最大值最小值之差不小于10％正常负荷电流，负荷电流为0.4In。

6)母线频率变化启动录波判据：f≤49.5HZ或f≥50.5HZ，df/dr≥0.1Hz/s

7)谐波启动录波判据：3、5、7次谐波叠加≥20％UN。

故障录波器通常还需要支持外部启动方式，本发明包括现场手动启动和接受调度来的启动命令两种启动形式。

需要说明的是，故障录波功能应用单元所涉及的故障选相原理、工频量故障测距原理均为本领域普通技术人员所熟知的技术。

相量监测功能应用单元以DMA方式与数据采集单元进行通讯，数据采集单元每采样一个周波，相量监测功能应用单元完成一次相量计算，并实时监测和记录各种相量。本发明可以实时测量和显示三相基波电压相量、三相基波电流相量、基波正序电压相量、基波正序电流相量、有功功率、无功功率、系统频率、开关状态，以及发电机内电势和发电机功角；还可以向主站实时传送三相基波电压相量、三相基波电流相量、基波正序电压相量、基波正序电流相量、系统频率、开关状态，以及发电机内电势。本发明可同时向多个主站传送实时测量数据，各主站可以设定不同的配置文件来独立选择要传送的测量数据和数据输出速率。上述相量监测的原理为本领域普通技术人员所熟知的技术。

但是在本发明中，相量监测功能应用单元采用最小二乘法对角度误差和幅值误差进行修正。这是由于传统的DFT变换对标准的50Hz输入信号是适用的。但是，当f偏离标准50Hz时，进行DFT变换求得的相量幅值和角度均偏离了输入值。以幅值为1，初相角变化范围为-180°～179°变化的采样序列为例作仿真得到其幅值和角度误差范围。另外，根据电力系统的总的工作条件，输入信号频率发生的偏移范围可以按较大的裕度考虑为45Hz-55Hz。在这个范围内求得的幅值误差如图9所示，角度误差如图8所示。需要说明的是，该图是对采样序列以数据窗N＝50作DFT变换得到的。

从图8、图9中可以看出，随频率偏移量的增大，幅值误差和角度误差也增大，尤其是角度误差，当频率偏移±5Hz时，其最大值可达约20度。同时从图可知，随角度和频率的变化，幅值误差和角度误差的变化是有规律的，且误差曲线函数可假设为

α(1)、a(2)、a(3)为参数，

为输入角度

通过分析45～55Hz范围内的一系列误差曲线可知，a(1)、a(2)、a(3)与频率偏移量、计算DFT的每周波采样率N、标准50Hz有关。

故采用最小二乘法拟合45～55Hz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如下：

1)、角度

其中，Δf为频率偏移量；为全波DFT算法计算得到的相角；

为角度偏移量；

为修正后相角，上述

和

的单位均为弧度。

2)、幅值误差

$A=\frac{A^{\′}}{1+\mathrm{\ΔA}}$

其中，Δf为频率偏移量；

为经过频率偏移修正后得到的相角；A为修正后幅值；ΔA为幅值误差，A′为全波DFT算法计算得到的幅值。

由于

是修正后的角度，这就要求先修正角度，然后用修正后的角度代入幅值误差公式来修正幅值。

上述式中的K1Angle，K2Angle，K1Amplitude，K2Amplitude是作曲线拟合得到的参数：

$K1\mathrm{Angle}=\frac{N-1}{{\mathrm{Nf}}_o}\mathrm{\π};$ $K2\mathrm{Angle}=\frac{\mathrm{\π}}{{\mathrm{Nf}}_o\sin \frac{2\mathrm{\π}}{N}};$

$K1\mathrm{Amplitude}=-\frac{2\mathrm{\π}}{N};$ $K2\mathrm{Amplitude}=\frac{2\mathrm{\π}(N-1)}{{\mathrm{Nf}}_o};$

K3Angle与采样率的关系呈对数关系，且公式推导不好推，即使推出公式，但对数函数的计算量很大，消耗芯片的指令周期，所以考虑采用查表法确定K3Angle。K3Angle主要由一周内采样的点数N值决定。

N＝32    K3Angle＝1.37444727120979

N＝40    K3Angle＝1.41371673257321

N＝48    K3Angle＝1.43989659717926

N＝50    K3Angle＝1.44513256618590

N＝64    K3Angle＝1.47262139423913

N＝80    K3Angle＝1.49225595737851

N＝96    K3Angle＝1.50534628568971

N＝100   K3Angle＝1.51028547286254

对 $A=\frac{A^{\′}}{1+\mathrm{\ΔA}}$ 式需要说明一下，因为该幅值误差是用幅值为1的模拟采样序列推导得到的，所以实际幅值误差应以实际幅值考虑。推导如下：

$A*\mathrm{\ΔA}+A=A^{\′}\→A(\mathrm{\ΔA}+1)=A^{\′}\→A=\frac{A^{\′}}{1+\mathrm{\ΔA}}$

以上公式是对基波相量修正所用公式，而《电力系统实时动态监测系统技术规范(试行)》中要求向主站上送正序相量，所以也要考虑正序相量的频率偏移修正，方法同上文提到的基波相量修正方法，也是作曲线拟合参数。修正公式如下：

ΔA＝-0.00065×Δf²

$A=\frac{A^{\′}}{1+\mathrm{\ΔA}}$

从中可以看到，正序幅值误差只与频率有关，与初相角无关。

行波测距功能应用单元采用双端行波测距方法，同时将数据采集单元的数据采样速率提高到600K以上，从而保证行波测距的精确性。在本实施例中，为满足行波测距的精确性，将数据采集单元的数据采样速率定位为625K。另外，双端行波测距法的关键是准确记录下电流或电压行波到达线路两端的时间，误差应在数个微秒以内，以保证故障测距误差在数百米以内，这就需要专用的同步时间单元，虽然双端法成本较高，但由于不受线路过渡电阻、系统运行方式的变化等的影响，比单端行波法测距结果更可靠。

双端测距算法利用初始行波波头到达两端母线的时间差实现测距，故障距离为：

L_f＝(L+υ₁Δt)/2，其中L_f为故障距离，L为线路总长，υ₁为线模波速，Δt为初始行波波头到达两端母线的时间差。

应用MATLAB的PSB模块进行数字仿真。仿真的500kV电力系统如图8所示：母线M属于第一类母线，母线N属于第三类母线。

线路结构参数为：

R₀＝0.2056885Ω/km，R₁＝0.0295519Ω/km；

L₀＝0.002083015H/km，L₁＝0.00088558H/km；

C₀＝0.009081663μF/km，C₁＝0.01319818μF/km；

各线路长度PM为100km，MN为90km。故障点分别分生在距N端20km、70km处，分别用以模拟近端及远端故障。

距N端20km处故障仿真结果为：N端零模反向电流行波如图9所示，N端线模反向电流行波如图10所示，N端零模反向电流行波小波变换结果如图11所示，N端线模反向电流行波小波变换结果如图12所示。从中可以看出，零模与线模第二个波头的极性相同，由此可惟判断第二个波头为故障点反射波，利用式L_f＝υ₁Δt₁/2可以算出故障距离为19.92km。上述的公式L_f＝υ₁Δt₁/2为利用初始行波分量与故障点反射波分量实现测距，其中Δt₁为初始行波与故障点反射波到达测量母线的时间差。

距N端70km处故障仿真结果为：N端零模反向电流行波如图13所示，N端线模反向电流行波如图14所示，N端零模反向电流行波小波变换结果如图15所示，N端线模反向电流行波小波变换结果如图16所示。从中可以看出，零模与线模第二个波头的极性相反，由此可惟判断第二个波头为对端母线反射波，利用式L_f＝L-υ₁Δt₂/2可以算出故障距离为69.93km。上述的公式L_f＝L-υ₁Δt₂/2为利用初始行波分量与对端母线反射波分量实现测距，其中Δt₂为初始行波与对端母线反射波到达测量母线的时间差。

从上述的MATLAB仿真可以看出，提高数据采集单元的数据采样速率可以有效地提高行波测距的精确性。

在故障录波功能应用单元、行波测距功能应用单元和相量测量功能应用单元处理后，均会得到故障评价报告，各个功能应用单元把故障评价报告均发送至监控主站，由监控主站综合评价后得出一个故障报告。这是由于在实际中，行波测距功能应用单元的灵敏度过高，常常出现误报、错报的现象，而在本发明中由于将三个功能应用单元集成到了一个监控装置中，故监控主站可以根据故障录波功能应用单元得出的报告，给出一个综合的评价报告，有利于提高故障报告的准确性。

一种采用上述方法的电力系统监控装置，它包括数据采集单元、至少两个数据应用层的功能应用单元和监控主站。具体地说，

数据采集单元，它包括模拟量数据采集模块、开关量数据采集模块、卫星同步模块和光纤数据通讯接口电路，其中，卫星同步模块与模拟量数据采集模块和开关量数据采集模块相连接，模拟量数据采集模块和开关量数据采集模块的输出端通过内部数据采集总线与光纤数据通讯接口电路相连接。如图4、图5所示，数据采集单元中设有主机插件板，模拟量数据采集模块和开关量数据采集模块均以插件板的形式与主机插件板相连接，这样，可根据变电站的容量、规模进行扩展。需要说明的是，数据采集单元应按照电气间隔布置，以满足不同启动条件下的录波协调启动。如图5所示，电源插件板为数据采集单元提供5V/24V/±15V供电电源，24V为外部电源，用于开关量输入的电源供电。主机插件板采用嵌入式系统设计，完成数据采集任务的关键电路板。主机插件板提供外部接口包括：RJ45网络接口1个，支持TCP/IP网络协议，用于后台监控、参数设置、软件下载等功能；DB9串行接口：1个，用于装置调试、测试及备用支持103/101或其它通讯协议；GPS天线信号输入接口1个，采用SMA接口方式，用于数据采集的时钟同步；1G光纤数据输出接口4个，可同时将采集数据传送到4台应用单元。

数据采集及开关量输入接口插件板1或2块，其中每块板为系统提供24路模拟量A/D转换功能扩展，一个机箱最多提供48路模拟量输入；同时每块板还可以提供32路开关量输入通道，一个机箱最多提供64路开关量输入。

开关量输出板提供8路空接点开关量输出，实现报警、PT断线、故障等报警功能。备用插槽，用于系统扩容。

模拟量输入变换器插件板1～4块，每块板提供12路模拟量信号变换输入，一个机箱最多配置48路模拟量输入。每两个模拟量输入变换器插件板对应一个数据采集控制及开关量输入接口插件板。

在本实施例中，数据应用层的功能应用单元包括相量监测功能应用单元、故障录波功能应用单元和行波测距功能应用单元，他们均与数据采集单元相连接，从数据采集单元中获取采样数据，分别进行分析处理，并把处理的结果均发送至监控主站。同时为实现装置硬件结构的标准化，所有的功能应用单元军采用完全相同的硬件平台，由三个板卡构成，电源板、主机板、信号输出板，如图6所示，而三者安装不同的软件完成不同的应用功能。由于系统采用分布式结构设计，功能应用单元不再承担数据采集任务，体积大大缩小，成本相对降低。

具体地讲，电源供电插件为一块竖插电路板。由于功能应用单元采用嵌入式硬件结构设计，电源需求相对减少，仅需要5V/2A供电，从而简化了电源供电电路的设计。

功能应用单元的主机板插件为一块横插电路板，它采用ARM+DSP多CPU结构设计，外部接口包括：RJ45网络接口1个，支持TCP/IP网络协议，用于后台监控、参数设置、软件下载等功能；串行接口：2个，用于装置调试、测试及备用支持103/101或其它通讯协议；CAN总线接口1个，备用用于站内与其它设备数据通讯。以故障录波功能应用单元为例，它包括DSPS、DSPB两个处理器和一个ARM处理器，ARM处理器分别与DSPS处理器和DSPB处理器相连接，其中，DSPS处理器对录波数据进行存储，DSPB处理器接收数据采集单元发送来的原始测量数据并进行故障录波的触发判断，当条件满足时，向ARM处理器产生触发录波中断；ARM处理器接收DSPB处理器的触发录波信息后，根据触发时间信息找到录波数据并形成录波文件，然后将所述的录波文件发送给监控主站。

功能应用单元的开关量输入输出插件为一块横插电路板，它提供10个开关量输入和8个开关量输出信号。而开关量输出信号包括装置失电告警信号、数据接收中断告警信号，预留6个控制接点输出。

监控主站，其分别通过网络交换机与数据采集单元和数据应用层的功能应用单元进行通讯，它对从功能应用单元获取的处理结果进行实时显示，并对数据采集单元和功能应用单元进行参数配置。

实施例2

本实施例与实施例1不同的是，在本实施例中，卫星同步时钟为北斗卫星时钟源，且数据采集单元内置北斗模块，北斗模块接收北斗一代信号并解码产生1PPS秒脉冲信号，数据采集单元利用1PPS秒脉冲信号进行同步对时；同时实时测量采样时钟源的频率，并将该频率作为下一秒的采样时钟源进行分频。上述的北斗模块为本领域普通技术人员所熟知的技术。

其他技术特征与实施例1相同。

实施例3

本实施例与实施例1不同的是，在本实施例中，数据应用层的功能应用单元由故障录波功能应用单元和相量监测功能应用单元这二者构成。

其他技术特征与实施例1相同。

实施例4

本实施例与实施例1不同的是，在本实施例中，数据应用层的功能应用单元由故障录波功能应用单元和行波测距功能应用单元这二者构成。

其他技术特征与实施例1相同。

实施例5

本实施例与实施例1不同的是，在本实施例中，数据应用层的功能应用单元由相量测量功能应用单元和行波测距功能应用单元这二者构成。

其他技术特征与实施例1相同。

Claims (5)

1.一种电力系统监测方法，其特征在于：位于电网中的传感器实时获取电力系统的运行状态信号；数据采集单元以卫星同步时钟的秒脉冲信号作为采样基准信号对所述的运行状态信号进行采样，并把采集到的数据通过光纤通讯接口电路输出到数据应用层的功能应用单元；所述的功能应用单元对采集到的数据进行分析处理，并把处理的结果发送给监控主站，其中，所述数据应用层包括相量监测功能应用单元、故障录波功能应用单元和行波测距功能应用单元，所述的故障录波功能应用单元包括DSPS、DSPB两个处理器和一个ARM处理器；其中，DSPS处理器对录波数据进行存储，DSPB处理器接收数据采集单元发送来的原始测量数据并进行故障录波的触发判断，当条件满足时，向ARM处理器产生触发录波中断；ARM处理器接收DSPB处理器的触发录波信息后，根据触发时间信息找到录波数据并形成录波文件，然后将所述的录波文件发送给监控主站。

2.根据权利要求1所述的电力系统监测方法，其特征在于：所述的相量监测功能应用单元以DMA方式与数据采集单元进行通讯，数据采集单元每采样一个周波，相量监测功能应用单元完成一次相量计算。

3.根据权利要求2所述的电力系统监测方法，其特征在于：所述的相量监测功能应用单元采用最小二乘法对角度误差和幅值误差进行修正。

4.根据权利要求1所述的电力系统监测方法，其特征在于：所述的卫星同步时钟为GPS卫星时钟源，且数据采集单元内置GPS模块，GPS模块接收GPS信号并解码产生1PPS秒脉冲信号，数据采集单元利用所述的1PPS秒脉冲信号进行同步对时；同时数据采集单元实时测量GPS卫星时钟源的频率，并将该频率作为下一秒的采样时钟源进行分频。

5.根据权利要求4所述的电力系统监测方法，其特征在于：所述的数据采集单元对获取的采样数据进行时间标签标定后，发送给数据应用层的功能应用单元。

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