6.3PMU结构及外观

图4同步相量测量装置的装置命名

同步相量测量装置的机箱尺寸应符合GB/T19520.12的规定，采用宽度为19英寸，高度为4U， 度不超过400毫米的机箱。

同步相量测量装置推荐采用附录A的装置面板布局。面板布局应满足以下要求： a）装置面板包含LED、液晶、按键、LOGO、铭牌等五个区域，各个区域在装置面板上的相对位 置不应改变： b）采用触摸屏的同步相量测量装置和相量数据集中器，可取消按键区域

工程造价标准规范范本6.3.3LED指示灯

同步相量测量装置应具备4个LED指示灯，指示灯定义及排列顺序如表2所示。

同步相量测量装置应具备液晶显示功能，液晶分辨率不小于320x240，尺寸不小于4.5寸。输入方 式应采用按键方式或触摸屏方式。采用按键方式时，按键应至少具备向上、向下、向左、向右、加、减、 确认、取消功能按键。按键的印字和功能定义应满足表3。

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装置的通信接口要求如下： a）应具有不少于四个网络接口； b） 数字化采样的同步相量测量装置过程层网络接口应采用多模光纤以太网接口： 同步相量测量装置的站控层网络接口应采用RJ45电以太网接口或多模光纤以太网接口； 同步相量测量装置与相量数据集中器应采用以太网连接，网络接口应采用RJ45电以太网接口 或多模光纤以太网接口； e）多模光纤连接器应采用波长为1310mm的ST或IC型光纤接口

6.4.3接入容量要求

装置的接入容量要求如下： a）数字化采样的同步相量测量装置可接入的MU不少于6个，经挑选的交流电压电流通道不少 于36路，GOOSE开入信号不少于20路： 变电站装置模拟量采样的同步相量测量装置可接入的交流电压电流通道不少于36路，可接） 的开关量不少于20路。电厂装置接入容量不小于表1配置代码05的要求，

6.4.4硬接点输出要求

同步相量测量装置应至少具备以下2路硬接点告警输出信号： a）故障信号：直流电源消失告警，直流电源消失时导通，应为常闭接点； b）异常信号：装置异常告警，装置自检异常和同步异常时导通，应为常开接点。

6. 5. 1基本要求

装置的人机操作界面应满足以下基本要求： a）对所有改变装置运行状态的人机接口操作，装置应具备确认提示机制，设置相应的权限和操作 密码： b） 菜单按层次关系至少具备三级内容展现，一级菜单包含：运行信息、报告查询、参数设置、调 试菜单共4项内容，具体内容见表4；

置的人机操作界面应满足以下基本要求： 对所有改变装置运行状态的人机接口操作，装置应具备确认提示机制，设置相应的权限和操作 密码 菜单按层次关系至少具备三级内容展现，一级菜单包含：运行信息、报告查询、参数设置、调 试菜单共4项内容，具体内容见表4：

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c）一级菜单项名称长度不超过4个汉字（8字符），二、三级菜单项内容描述不超过8个汉字（16 字符）。

6.5.2界面菜单配置要求

表4同步相量测量装置菜单列表

装置的典型参数配置见附录D。应满足以下基本要求： 装置参数支持就地配置和工具软件配置： 同步相量测量装置的参数配置包括PT/CT一二次额定值、越限定值、装置IP地址、相量配置 参数、通信端口参数，其中PT/CT一二次额定值、越限定值、装置IP地址应能通过装置液晶 设置。

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表5同步相量测量装置告警事件列表

6.6PMU信息模型及通信服务

6. 6. 1一般要求

装置建模规范要求如下： a）常规采样装置应配置一个入口访问点AccessPoint,MMS通信访问入口名称为S1；数字化采样 装置应配置三个入口访问点AccessPoint，分别为MMS通信访问入口（名称为S1）、过程层 GOOSE入口（名称为G1）、过程层SV入口（名称为M1)； b 装置在S1访问点下配置2个逻辑设备，分别为公用LD（名称为LDO）、遥信LD（名称为CTRL)： 在G1访问点下配置1个或多个GOOSE过程层访问LD(名称为PIGO01、PIGO02)；在M1 访问点下配置1个或多个SV过程层访问LD(名称为PISVO1、PISVO2)； 装置应配置LLNO、LPHD、GGIO逻辑节点，同一类型有多个逻辑节点时通过阿拉伯数字后 缀来区分。

装置建模规范要求如下： a）常规采样装置应配置一个入口访问点AccessPoint,MMS通信访问入口名称为S1；数字化采样 装置应配置三个入口访问点AccessPoint，分别为MMS通信访问入口（名称为S1）、过程层 GOOSE入口（名称为G1）、过程层SV入口（名称为M1)； b） 装置在S1访问点下配置2个逻辑设备，分别为公用LD（名称为LDO）、遥信LD（名称为CTRL）： 在GI访问点下配置1个或多个GOOSE过程层访问LD(名称为PIGO01、PIGO02)；在MI 访问点下配置1个或多个SV过程层访问LD(名称为PISVO1、PISVO2)； c） 装置应配置LLNO、LPHD、GGIO逻辑节点，同一类型有多个逻辑节点时通过阿拉伯数字后 缀来区分。

6.6.3数字化采样的同步相量测量装置通信服务

数字化采样的同步相量测量装置应具备图5所示的通信服务。

4模拟量采样的同步相量测量装置通信服务

以量采样的同步相量测量装置应具备以下图6所示

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图5数学化采样同步相量测量装置通信服务 量测量装置通信服务

6.7.1软件命名规范

装置软件命名由装置型号、装置应用场景分类代码等内容组成，如图7所示

图6模拟量采样同步相量测量装置通信服务

6.7.2软件版本管理

目量测量装置的软件命名示

软件版本管理要求如下： 装置版本信息由装置型号、装置名称、软件版本、程序校验码、程序生成时间、ICD模型版本 ICD模型校验码、CID模型版本、CID模型校验码等部分组成，如表6所示； 版本信息在菜单中的显示格式参考下图，显示的版本号前统一添加字母V，软件版本和ICI 模型版本按照Vx.xx格式显示，CID模型版本根据下述原则获取：CID文件的Herder字段中 有history记录时，取其中版本号最高一条记录的version作为CID文件版本，没有记录时取文 件的configversion作为版本，液晶显示的版本信息与CID文件中实际数值一致； 版本信息显示的程序校验码和ICD模型校验码为16位，为装置内部程序及模型校核产生的 验信息： d）程序生成时间应至少包含年、月、日信息

6. 8. 1基本要求

装置应具有时间同步及监测、实时监测、实时通信、动态数据记录、离线数据召唤、低频振荡告警 连续录波、次/超同步振荡监测的功能，各功能不应相互影响和干扰。

6.8.2. 1基准时间源

同步相量测量应采用厂站时间同步装置输出的时间同步信号作为数据采样的基准时间源 5. 8. 2. 2 时间同步要求

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6.8.3时间同步监测功能

6.8.3时间同步监测功能

时间同步状态在线监测协议配置应满足如下要求： a）具有基于NTP协议的对时状态测量功能： b）具有协议可配置功能，支持采用DL/T860通信规约传输状态信息，传输信息见表7。

6.8.3.2对时状态测量功能

表8对时状态测量功能合格判据

6.8.3.3时间监测状态自检功能

时间监测状态自检功能，具体应满足表9、表10

表9对时信号自检功能合格判据

表10对时服务自检功能合格判据

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表11时间跳变侦测状态自检功能合格判据

6.8.4实时监测功能

装置应具有以下实时监测功能： a）具有同步测量安装点的三相基波电压相量、三相基波电流相量、电压电流的基波正序相量、频 率、频率变化率、功率和开关量信号的功能； b) 具有实时监测低频振荡的功能： C 安装在发电厂时，支持接入如下信号量： 1） 发电机的励磁电压、励磁电流； 2） 励磁机的励磁电压、励磁电流； 3） 转速脉冲、键相脉冲； 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： 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： AVR状态，状态1为自动，状态0为手动； 9 PSS状态，状态1为投入，状态0为退出。 d) 安装在发电厂时，具有同时通过直接测量法和计算法实现发电机内电势及功角测量的功能： 具有实时监测次/超同步振荡的功能。

6.8.5实时通信功能

装置应具有如下通信功能： a）与相量数据集中器通信的底层传输协议宜采用TCP协议，应用层协议应符合GB/T26865.2 要求：

b) 能向相量数据集中器上传配置信息和状态信息，并根据相量数据集中器下发的配置信息将所需 的动态数据实时上传； C） 具有向相量数据集中器传送动态数据记录文件、连续录波文件的功能，传输协议采用GB/T 26865.2标准； d) 具有向当地厂站监控系统传送装置的状态及事件信息的功能，传输协议宜采用DLT860标

5.8.6动态数据记录功自

6.8.6.1数据记录功能

装置应具备如下数据记录功能： a）具有存储6.8.4中要求的数据的功能； ）能按照GB/T26865.2的格式存储动态数据： c）当装置监测到电力系统发生扰动时，能结合时标建立事件标识，并向相量数据集中器发送告警 信息。

6.8.6.2数据记录的安全性

数据记录应具有足够的安全性： a）不应因直流电源中断、快速或缓慢波动及跌落丢失已记录的动态数据： b）不应因外部访问而删除动态记录数据； c）不应提供人工删除和修改动态记录数据的功能； d）时间同步、失步切换时，应能可靠记录动态数据，并保证记录数据时标的正确性

6.8.6.3越限事件记录功能

当发生下列事件时应能建立事件标识： 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： d） 幅值越下限，包括正序电压、相电压越下限； 线路功率振荡： 相角差越限，即发电机功角越限： g 收到继电保护、安全自动装置跳闸输出信号： h） 收到人工启动记录命令； i） 系统发生低频振荡； 系统发生次/超同步振荡

8.7连续录波记录要求

连续录波记录要求如下： 装置应具备连续录波功能，应连续记录原始采样数据到非易失存储器中。

采样要求如下： a）模拟式采样的装置宜采用表12或表13所规定的采样频率进行同步采样； b）数字式采样的装置，宜采用表13的采样频率； 直流换流站不宜选择1200Hz、2400Hz的采样频率，宜采用表13的采样频率

表12采样频率标准一

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表13采样频率标准二

6.8.10GOOSE接入

5.8.10G00SE接入

数字化采样的同步相量测量装置应支持GOOSE开入。

6.8.11液晶显示控制功能

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装置的液晶显示屏应支持自动休眠功能，装置在10分钟内无按键操作或告警信息，应 幕休眠状态。

装置的液晶显示屏应支持自动休眠功能，装置在10

6.8.12低频振荡监测功能

装置应具备就地低频振荡监测功能。当电力系统发生低频振荡时，装置应在数据帧的状态字中设 触发标志，发出相应告警事件。

6.8.13次/超同步振荡监测功能

a）装置宜具备基于原始采样数据的次/超同步振荡监测功能，应能将次/超同步振荡主导分量的幅 值、频率上送调度主站： b） 当电力系统发生次/超同步振荡时，装置应在数据顿的状态字中设置触发标志和原因，发出相 应事件告警； C）次/超同步振荡监测算法模型参见附录B。

同步相量 装置回王站所 相 为参考的同步相 参见附录C。装置所采用的相量测量算法应满足以下要求： a）同步相量的算法应采用傅立叶变换； b）基波功率宜采用修正后的相量计算

装置时间同步性能应满足如下要求： a）对时误差不大于±1us； ）当同步时间信号丢失或异常时，装置守时精度为60min以内，相角测量误差的改变量不大于1 （即，时间改变量不应大于56us）。

6.9.2实时通信性能

实时通信应满足如下要求 a 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； b） 实时传送速率：装置动态数据的实时传送速率可以整定，至少具有25次/秒、50次/秒、100 次/秒的可选速率； c） 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。上传速率为25次/秒的PMU时延不应大于600ms；上传速率为50次/秒、100次 秒时，PMU的时延不应大于300mS： d 执行主站的召唤历史数据命令时，不影响实时顿传送速率。

6.9.3动态数据记录

动态数据儿轮性能应满足以下要求： a）装置动态数据的最高记录速率不应低于100次/秒， 6）装置动态数据的保存时间不应少于14关

6.9.5零值死区设置要求

具备零值死区设置功能，当测量值在该死区范围内时为零；死区通过厂家自定义参数方式整定，不 使用模型中的配置。

9.6频率初值设置要习

6.9.7基波电压、电流相量测量准确度

基波电压、电流相量测量准确度应满足如下要求： a）在额定频率时基波电压、电流相量幅值测量准确度极限应满足表12及表13的规定，幅值测 误差按式（1）计算。

式中： 幅值测量误差： 1d 幅值测量值； 幅值实际值：

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幅值实际值： 一幅值基准值。 注：相电压幅值的基准值为57.5V的1.2倍，电流幅值的基准值为1A或5A的1.2倍。 b）在额定频率时基波电压、电流相量相角、频率及频率变化率测量准确度应满足表14及表15 的规定：相角、频率和频率变化率的测量误差按式（2）计算

式中： Va——测量误差： Vm——测量量； V.—际值。

14 基波电压相量测量准确度要求

表15基波电流相量测量准确度要求

6.9.8频率偏移测量准确度

基波频率偏离额定值时，基波电压、电流相量相角、频率及频率变化率测量准确度应满足表16的 规定。

装修设计教程表16频率偏移测量准确度要求