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摘 要：同步相量測量单元（phasor measurement unit， PMU）因其量测具有同步性与快速性的优势，成为电力系统动态过程监测的重要技术手段。PMU系统是水电站水轮发电机组及500kV系统运行监测和故障分析的重要设备，因此如何优化电站PMU系统的功能与提高系统的可靠性显得格外重要。本文介绍了PMU系统的应用现状，阐述了某水电站PMU新增信号、实现次/超同步振荡监测和72小时、1200Hz循环录波功能及增加国调二平面接入的必要性和方法。
关键词：同步相量测量单元;次/超同步振荡;循环录波
0 引言
近年来，同步相量测量单元（phasor measurement unit， PMU）及广域同步测量系统（widearea measure-ment system， WAMS）的广泛应用，推动了基于PMU的电力系统动态安全监视和控制的发展。PMU对基频相量的同步、快速和精确的测量为水电站的安全运行、稳发满发提供了保障，如图1所示。然而，随着新能源集中并网以及高压直流输电工程的大量投运，越来越多的电力电子设备接入了电网。这同时也引入大量非整数次倍于基频的间谐波，从而改变了基频相量的量测，并可能进一步威胁电力系统的安全。其中，对电力系统极大的威胁包括次同步振荡。从2015年下半年开始，在我国的新能源发电和高压直流输电汇集地区发生了多次由间谐波引起的次同步振荡事件，触发了相关局域电网配套发电机组的扭振保护动作。
次同步振荡事件中间谐波包括次同步谐波和超同步谐波，其频率范围从10～100 Hz。PMU系统需具有次同步振荡的扩展监测功能，通过增加连续录波，实现以1200 Hz采样率连续记录交流电压、交流电流原始波形，为基于PMU的间谐波准确监测提供基础。
1 PMU装置采集次/超同步数据分析
目前，某水电站PMU装置的数据采样频率为100Hz。当被检测信号频率偏离额定频率时，采样频率与被检测信号不同步，周期采样信号的相位在始端和终端不连续，会产生频率泄漏;由于主站在接收数据时低于100Hz，存在一个二次抽样的过程，可能会丢失一些信息，导致无法识别出一些原本存在的频率成分。由于实际电网运行的频率正常情况下均保持在49.9-50.1Hz，基本保持在额定频率50Hz左右，即使在频率偏离额定频率50Hz较大（>1Hz）时，也不会偏移较大;通过对算法进行改进，采用离散傅里叶变换（discrete Fourier transform， DFT）计算可以保证向量的精度，消除频率泄漏现象。
某水电站原PMU装置采集的数据如表1所示，不满足直调机组参与区域电网调频调压工作的要求。且记录的数据是50Hz基波下的幅值、相角、有功、无功功率等，滤除了50Hz以上的高次谐波。对于50Hz以下的信号不会产生频率混叠，可以反映出50Hz以下的频率成分，但PMU动态录波数据只记录了电流有效值I、电压有效值U及有功功率的平均值P，且PMU测试技术规范还规定了在数字滤波环节采用了15Hz@50Hz带通方式，由于U、I有效值及有功功率的平均值算法已将低于35Hz、大于65Hz的谐波分量几乎全部滤除;因此，理论上就不可能再复现电流电压中所含有的低于35Hz、大于65Hz的间谐波分量原始值，存在遗漏的频率成分，造成部分频率成分的数据信息缺失。
2 对原PMU装置进行改造
2.1 新增信号
某水电站作为国调直调厂站，站内机组参与西南电网调频调压工作，有利于加强网间送受电潮流的控制，并且有助于在全网范围内实现资源优化。西南网调对网内直调机组采用新的调管模式，使直调机组更加有效的参与系统频率控制，并在更大范围内进行调度优化，提高电网优质、经济的运行水平。
为满足直调机组参与区域电网调频调压工作的要求，某水电站对原PMU装置进行新增信号改造，新增信号如表2所示。
2.2 监测功能完善
为了准确记录某水电站5OOkV系统发生次/超同步振荡的数据，解决现有PMU装置中常规动态数据记录信息不完整问题，暂态故障录波数据需启动录波问题。经对现有PMU装置功能的分析和挖掘，发现现使用的PMU装置可通过升级管理插件，在原PMU装置功能上建立基于原故障录波功能原理的长过程录波功能，避免装置整体更换。
某水电站通过对PMU装置进行改造，升级管理插件及软件程序，并增加次/超同步振荡监测配置，实现了连续采样值录波功能和72h的不间断录波，从而为5OOkV系统间谐波分析提供精确、完备的数据源。通过提高次/超同步振荡监测与控制装置的启动灵敏度，实现了长过程录波。
2.3 次同步振荡监视
对电网次同步振荡的准确监视，需要对PMU装置同步采集的原始采样数据进行频谱分析，比较同一时刻的线路振荡强度分布，查找次同步振荡的传输路径，定位振荡源。PMU在进行常规相量计算的同时，对采样数据进行瞬时功率计算和频谱分析，检测是否存在次同步振荡分量，并将计算结果通过相量数据帧实时上送WAMS主站，并同时上送次同步振荡标识。如果算法求解有多个次同步分量，默认传送幅值最大的。
此外，构建局部电网相关厂站PMU装置的升级改造、完善系统对时功能，通过PMU装置信息主站对相关厂站的运行数据进行全信息的扫描和分析，不但可以确定次/超同步振荡频率的幅值和频率，而且可以确定次/超同步振荡的传播路径。
3 增加国调二平面接入
某水电站PMU装置配置两块通信插件，PMU数据分别通过该两块通信插件及其配置通道上送至国调、西南网调、省调、华中网调、集控中心，通道配置如表3所示。
如上图所示，某水电站PMU系统至国调通信仅单平面接入（电力专网），若该通道出现故障，某水电站PMU系统将无法上送数据至国调PMU主站，为保证上送国调数据不中断，提高PMU系统通信的可靠性，有必要对某水电站PMU系统至国调通道进行了双平面接入改造，通过对国调二平面通道配置IP地址，经西南网调转接至国调二平面，实现双平面通信。
4 结论
某水电站此次PMU系统升级改造工作为站内机组参与西南电网调频调压工作提供了保障，实现了次/超同步振荡监测功能和72小时、1200Hz循环录波功能，提高了PMU系统至国调通信的可靠性，解决了PMU装置中常规动态数据可能记录信息不完整的问题、暂态故障录波数据需要启动录波问题，为准确记录某水电站500kV系统发生次/超同步振荡的数据提供了基础。
某水电站PMU装置的升级改造，完善了PMU装置的监测功能，扩充了PMU装置在电力系统应用中的深化，有助于电网的稳定、优质、经济运行，可为局部电网及同行业相关厂站的PMU装置的升级改造提供借鉴与参考。
关键词：同步相量测量单元;次/超同步振荡;循环录波
0 引言
近年来，同步相量测量单元（phasor measurement unit， PMU）及广域同步测量系统（widearea measure-ment system， WAMS）的广泛应用，推动了基于PMU的电力系统动态安全监视和控制的发展。PMU对基频相量的同步、快速和精确的测量为水电站的安全运行、稳发满发提供了保障，如图1所示。然而，随着新能源集中并网以及高压直流输电工程的大量投运，越来越多的电力电子设备接入了电网。这同时也引入大量非整数次倍于基频的间谐波，从而改变了基频相量的量测，并可能进一步威胁电力系统的安全。其中，对电力系统极大的威胁包括次同步振荡。从2015年下半年开始，在我国的新能源发电和高压直流输电汇集地区发生了多次由间谐波引起的次同步振荡事件，触发了相关局域电网配套发电机组的扭振保护动作。
次同步振荡事件中间谐波包括次同步谐波和超同步谐波，其频率范围从10～100 Hz。PMU系统需具有次同步振荡的扩展监测功能，通过增加连续录波，实现以1200 Hz采样率连续记录交流电压、交流电流原始波形，为基于PMU的间谐波准确监测提供基础。
1 PMU装置采集次/超同步数据分析
目前，某水电站PMU装置的数据采样频率为100Hz。当被检测信号频率偏离额定频率时，采样频率与被检测信号不同步，周期采样信号的相位在始端和终端不连续，会产生频率泄漏;由于主站在接收数据时低于100Hz，存在一个二次抽样的过程，可能会丢失一些信息，导致无法识别出一些原本存在的频率成分。由于实际电网运行的频率正常情况下均保持在49.9-50.1Hz，基本保持在额定频率50Hz左右，即使在频率偏离额定频率50Hz较大（>1Hz）时，也不会偏移较大;通过对算法进行改进，采用离散傅里叶变换（discrete Fourier transform， DFT）计算可以保证向量的精度，消除频率泄漏现象。
某水电站原PMU装置采集的数据如表1所示，不满足直调机组参与区域电网调频调压工作的要求。且记录的数据是50Hz基波下的幅值、相角、有功、无功功率等，滤除了50Hz以上的高次谐波。对于50Hz以下的信号不会产生频率混叠，可以反映出50Hz以下的频率成分，但PMU动态录波数据只记录了电流有效值I、电压有效值U及有功功率的平均值P，且PMU测试技术规范还规定了在数字滤波环节采用了15Hz@50Hz带通方式，由于U、I有效值及有功功率的平均值算法已将低于35Hz、大于65Hz的谐波分量几乎全部滤除;因此，理论上就不可能再复现电流电压中所含有的低于35Hz、大于65Hz的间谐波分量原始值，存在遗漏的频率成分，造成部分频率成分的数据信息缺失。
2 对原PMU装置进行改造
2.1 新增信号
某水电站作为国调直调厂站，站内机组参与西南电网调频调压工作，有利于加强网间送受电潮流的控制，并且有助于在全网范围内实现资源优化。西南网调对网内直调机组采用新的调管模式，使直调机组更加有效的参与系统频率控制，并在更大范围内进行调度优化，提高电网优质、经济的运行水平。
为满足直调机组参与区域电网调频调压工作的要求，某水电站对原PMU装置进行新增信号改造，新增信号如表2所示。
2.2 监测功能完善
为了准确记录某水电站5OOkV系统发生次/超同步振荡的数据，解决现有PMU装置中常规动态数据记录信息不完整问题，暂态故障录波数据需启动录波问题。经对现有PMU装置功能的分析和挖掘，发现现使用的PMU装置可通过升级管理插件，在原PMU装置功能上建立基于原故障录波功能原理的长过程录波功能，避免装置整体更换。
某水电站通过对PMU装置进行改造，升级管理插件及软件程序，并增加次/超同步振荡监测配置，实现了连续采样值录波功能和72h的不间断录波，从而为5OOkV系统间谐波分析提供精确、完备的数据源。通过提高次/超同步振荡监测与控制装置的启动灵敏度，实现了长过程录波。
2.3 次同步振荡监视
对电网次同步振荡的准确监视，需要对PMU装置同步采集的原始采样数据进行频谱分析，比较同一时刻的线路振荡强度分布，查找次同步振荡的传输路径，定位振荡源。PMU在进行常规相量计算的同时，对采样数据进行瞬时功率计算和频谱分析，检测是否存在次同步振荡分量，并将计算结果通过相量数据帧实时上送WAMS主站，并同时上送次同步振荡标识。如果算法求解有多个次同步分量，默认传送幅值最大的。
此外，构建局部电网相关厂站PMU装置的升级改造、完善系统对时功能，通过PMU装置信息主站对相关厂站的运行数据进行全信息的扫描和分析，不但可以确定次/超同步振荡频率的幅值和频率，而且可以确定次/超同步振荡的传播路径。
3 增加国调二平面接入
某水电站PMU装置配置两块通信插件，PMU数据分别通过该两块通信插件及其配置通道上送至国调、西南网调、省调、华中网调、集控中心，通道配置如表3所示。
如上图所示，某水电站PMU系统至国调通信仅单平面接入（电力专网），若该通道出现故障，某水电站PMU系统将无法上送数据至国调PMU主站，为保证上送国调数据不中断，提高PMU系统通信的可靠性，有必要对某水电站PMU系统至国调通道进行了双平面接入改造，通过对国调二平面通道配置IP地址，经西南网调转接至国调二平面，实现双平面通信。
4 结论
某水电站此次PMU系统升级改造工作为站内机组参与西南电网调频调压工作提供了保障，实现了次/超同步振荡监测功能和72小时、1200Hz循环录波功能，提高了PMU系统至国调通信的可靠性，解决了PMU装置中常规动态数据可能记录信息不完整的问题、暂态故障录波数据需要启动录波问题，为准确记录某水电站500kV系统发生次/超同步振荡的数据提供了基础。
某水电站PMU装置的升级改造，完善了PMU装置的监测功能，扩充了PMU装置在电力系统应用中的深化，有助于电网的稳定、优质、经济运行，可为局部电网及同行业相关厂站的PMU装置的升级改造提供借鉴与参考。